La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL). Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG. La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada. Para seguir leyendo haga click aquí. Fuente: Energía y Negocios.
En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]
En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]
Donald Trump, a contramano de la “política verde” de Biden pero coherente con su política de competitividad económica decidió volver al uso del carbón, que es abundante en los Estados Unidos, para atender la demanda de energía.
Con Biden, Estados Unidos logró avances en su transición verde, respaldados por políticas como la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) y la Ley Bipartidista de Infraestructura (BIL).
La capacidad de energía renovable de EE.UU. aumentó significativamente, y se estaba llevando a cabo un cambio a largo plazo para alejarse del carbón. Sin embargo, desde que el presidente Trump asumió el cargo, su administración ha comenzado a deshacer gran parte del progreso verde logrado en los últimos cuatro años y está volviendo a recurrir al carbón para satisfacer la demanda interna de energía.
El carbón es considerado ampliamente como el “combustible fósil más sucio”, ya que su quema es el mayor contribuyente individual al calentamiento global, representando el 41% de las emisiones globales de dióxido de carbono, así como altos niveles de metano, según la organización sin fines de lucro Ember Climate. En los 38 países de la OCDE, la generación a base de carbón disminuyó un 52% en promedio entre 2007 y 2024. Fue reemplazada principalmente por nueva capacidad de energía solar y eólica. Mientras tanto, la generación a base de carbón en EE.UU. cayó más del 50% entre 2008 y 2023.
Después de décadas de alejarse del carbón hacia el petróleo y el gas, la energía nuclear y alternativas renovables, la administración Trump está volviendo a incluir el carbón en su agenda energética. Ya en el 2017 Trump consideró que los problemas ambientales no eran una amenaza para su país y renegó del Acuerdo de Paris del 2015.
En abril último, Trump firmó la orden ejecutiva “Reactivando la Hermosa Industria del Carbón Limpio de América y Enmendando la Orden Ejecutiva”, (“Reinvigorating America’s Beautiful Clean Coal Industry and Amending Executive Order 14241”)
La orden establece: “Debemos aumentar la producción de energía nacional, incluido el carbón”. Además, agrega: “Los recursos de carbón de América son vastos, con un valor estimado actual en billones de dólares y son más que capaces de contribuir sustancialmente a la independencia energética estadounidense, con excedentes para exportar y apoyar a nuestros aliados y nuestra competitividad económica”
Actualmente, las plantas que queman carbón producen menos del 20% de la electricidad de EE.UU., según la Administración de Información Energética. Sin embargo, el apoyo de Trump al carbón podría cambiar esto pronto. Al firmar la orden en abril, Trump declaró: “Estamos recuperando una industria que fue abandonada”. Añadió: “Vamos a devolver el trabajo a los mineros”.
Desde que asumió el cargo, Trump ha eliminado regulaciones ambientales y prometido aumentar la producción nacional de energía, con un enfoque en los combustibles fósiles.
A medida que la demanda de energía en EE.UU. aumenta y se espera que continúe esta tendencia, hay crecientes temores sobre cómo satisfacer esta demanda. Trump busca impulsar la producción de petróleo y gas, así como detener los planes de retiro de plantas de carbón envejecidas y eliminar barreras a la minería de carbón en tierras federales para satisfacer esta demanda., explica World Energy Trade
En los próximos años, podrían tomarse medidas más extremas para fomentar el uso del carbón, como la posible designación del carbón como un “mineral crítico” cuando se utiliza para la producción de acero.
El Departamento de Energía (DoE) también anunció recientemente 200.000 millones de dólares en fondos para su oficina de programas de préstamos, incluidos aquellos para nuevas tecnologías de carbón.
A finales de junio, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, anunció la renovación de la carta constitutiva del Consejo Nacional del Carbón (NCC), un comité asesor federal que fue eliminado durante la administración Biden, para fortalecer la industria del carbón El DoE también ordenó recientemente que la planta de carbón JH Campbell en el lago Michigan permanezca abierta más allá de su fecha de cierre del 31 de mayo, y podría extender la vida útil de la planta de energía Monroe en el lago Erie en Michigan, programada para cerrar en 2028. Según la agenda energética de Trump, es probable que otras plantas de carbón destinadas al desmantelamiento continúen operando.
A pesar de los mejores esfuerzos de la administración Trump para ganar apoyo para el carbón, no todos están dispuestos a retroceder en sus objetivos energéticos. En los últimos meses, varios reguladores estatales, operadores de redes regionales, grupos ambientalistas y de consumidores han impugnado la legalidad de las órdenes del DoE para mantener las plantas abiertas. En junio, reguladores estatales de servicios públicos y grupos ambientalistas presentaron solicitudes de reconsideración ante el DoE por la detención del cierre de JH Campbell y la planta de petróleo y gas Eddystone en Pensilvania, argumentando que las energías renovables podrían satisfacer mejor la creciente demanda de energía.
Robert Routh, director de política climática y energética del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales, declaró: “Necesitamos poner más electrones en la red. Necesitamos que sean limpios, confiables y asequibles”. Routh agregó que mantener abiertas las plantas de carbón en cuestión “da como resultado exactamente lo contrario. Es costoso, dañino, innecesario e ilegal”.
El presidente Trump ha llevado la energía de EE.UU. en la dirección opuesta a su predecesor, Joe Biden, al detener el progreso de la energía verde e introducir políticas para apoyar una mayor producción de carbón.
Es probable que varias plantas de carbón destinadas al retiro en los próximos años permanezcan abiertas, ya que Trump busca salvarlas, y nuevos proyectos mineros podrían estar en marcha en ciertos estados. Sin embargo, varios gobiernos estatales, empresas de servicios públicos y grupos ambientalistas continuarán luchando contra la expansión de la industria del carbón en favor de alternativas más limpias que también puedan satisfacer la creciente demanda de energía de EE.UU.
En la antesala del proceso electoral del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, el actual secretario general de la organización, Marcelo Rucci, reafirmó el compromiso del gremio en sostener la defensa del convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y proteger cada puesto laboral en momentos de tensión con las compañías por una baja de la actividad.
De cara a agenda post-electoral, Rucci dejó en claro que no hay lugar para el descanso. «Lo que viene es más pelea por lo que nos corresponde«, aseguró al trazar que la agenda del sindicato se centra en seguir defendiendo el convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y, fundamentalmente, «seguir cuidando a los compañeros en un contexto nacional que no nos da respiro».
El gremialista prometió que «ningún petrolero va a quedar solo«, reafirmando el compromiso de la dirigencia con cada afiliado y con las provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que «dieron identidad y trabajo» a los trabajadores del sindicato y reafirmando la agenda post-electoral en defensa de «trabajo, salud, seguridad y dignidad».
A pesar de no existir lista de oposición, Rucci fue categórico al destacar que la jornada electoral del 22 de julio trasciende la mera formalidad, en declaraciones difundidas por el gremio de petroleros. «Nos preparamos con la misma responsabilidad y seriedad con la que defendemos cada derecho de nuestros compañeros. Este no es un trámite más, es un acto de compromiso con la historia de nuestro sindicato», afirmó.
Marcelo Rucci
Para el líder sindical, la legitimidad que otorga el respaldo de los afiliados es fundamental: «Cuando el voto es masivo, la conducción se fortalece para pelear, para negociar, para avanzar. Y eso se logra con participación.»
Rucci también dirigió un mensaje a aquellos afiliados que podrían considerar que, ante la ausencia de competencia, su voto carece de sentido: «Les digo que no votar es dejar la silla vacía cuando más necesitamos estar todos juntos». Subrayó que el acto de votar no es solo para elegir, sino para respaldar un modelo de sindicato «que no se arrodilla, que pelea con dignidad y que no se olvida de dónde viene».
En ese marco, Rucci enfatizó la importancia de una participación masiva en su gremio, incluso en un escenario de lista única, reafirmando el compromiso de la conducción con los trabajadores y con las tres provincias patagónicas que representa donde se desarrolla la actividad petrolera.
Preocupación por el Golfo
El proceso electoral que se desarrollará el próximo martes 22 de julio llega en momentos en que los principales gremios petroleros de la Patagonia conformaron este miércoles una mesa de seguimiento permanente para monitorear la crisis en el resto de las cuencas y coordinar acciones conjuntas.
La realidad de Vaca Muerta, que se presenta como una cuenca con actividad en crecimiento, inversiones sostenidas y con proyectos de desarrollo para los próximos años, contrasta con la situación que atraviesa la del Golfo San Jorge y otras convencionales del país en una fuerte crisis por la desaceleración de la actividad, las cesantías de trabajadores, la reducción de inversiones y la migración de empresas hacia Neuquén.
Los dirigentes Jorge Ávila, del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Rafael Güenchenén de Santa Cruz, José Llugdar de Jerárquicos de la Patagonia Austral y el mismo Rucci de Río Negro, Neuquén y La Pampa, coincidieron en la preocupación por el deterioro de la actividad y plantearon actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo.
En el reciente encuentro que mantuvieron en la ciudad de Comodoro Rivadavia, los gremialistas expresaron la necesidad de «actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo«, según comunicaron posteriormente.
La reforma judicial impulsada en 2025 en México, que incluyó por primera vez la elección de magistrados y jueces de distrito, despierta escepticismo entre los actores del sector renovable. Así lo sostuvo Amado Villarreal González, director general de Energy Insights, quien advirtió que el cambio genera dudas sobre la seguridad jurídica para las inversiones en energía limpia.
“Estamos experimentando un nuevo modelo del poder judicial que genera incertidumbre y paraliza el sector. Las empresas necesitan confianza que es el ingrediente básico de la inversión”, expresó Villarreal González en diálogo con Energía Estratégica.
“Las decisiones de inversión en energía son actividades altamente reguladas y al final recaen mucho en el aparato judicial para definir la viabilidad de los proyectos y la vinculación público-privada”, enfatizó el director de Energy Insights, recordando que en septiembre se pondrá en marcha el funcionamiento del nuevo poder judicial.
Además, señaló que este contexto genera un escenario con reglas poco claras para la inversión extranjera, sumado a la guerra comercial con Estados Unidos y la revisión del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a pesar que la nueva administración empezó a abrir ventanas para la participación del sector privado en generación limpia, aún faltan reglas claras para las empresas..
El Plan Nacional de Desarrollo propuesto por el Gobierno incluye metas ambiciosas: sumar 22 GW de capacidad renovable al 2030 y alcanzar un 45% de participación de fuentes limpias en la matriz energética. Sin embargo, el contexto regulatorio actual plantea dudas sobre su viabilidad. Entre febrero y marzo de 2025 se realizaron reformas a las leyes secundarias, pero el mercado aún espera los lineamientos concretos para la participación privada.
El sistema eléctrico mexicano enfrenta un déficit estructural, durante los últimos meses el país ha enfrentado apagones eléctricos en diversas regiones, incluyendo las penínsulas de Baja California y Yucatán. “La autoridad energética ha pedido a la industria que modere sus consumos para evitar apagones. Eso es una señal de que vamos atrás en inversión en infraestructura y en generación”, alertó Villarreal González.
«Incluso, hay momentos en que el consumo sobrepasa el nivel máximo de generación. Entonces entran las reservas, que siempre han sido muy cuestionadas, pero al final se programan apagones rotativos para mantener la estabilidad del sistema”, detalló.
Frente a esta situación, una de las áreas de oportunidad es el autoconsumo energético. Las reformas recientes permiten a las empresas generar hasta 20 MW en esquemas de autoconsumo sin conexión al sistema eléctrico nacional, lo cual abre un espacio interesante para industrias que buscan autonomía energética.
En ese sentido, el especialista apuntó a que una vez que se definan las reglas se verá una expansión de la generación de autoconsumo y almacenamiento en méxico. “Nuestra solución está en nuestras manos: crear un esquema de apertura a la inversión que le dé seguridad a las empresas, porque los recursos los tienes, lo que falta es generar las condiciones”, concluyó el especialista.
Empresas Públicas de Medellín (EPM) decidió suspender temporalmente la construcción del parque eólico E200, con una capacidad de 200 MW en La Guajira, pese a contar con la licencia ambiental.
La empresa considera inviable avanzar debido a la complejidad social del territorio y deja el proyecto «guardado» sin una fecha clara para su reactivación.
Esta suspensión no es un caso aislado. Otros desarrolladores como Celsia, Enel Colombia y EDP Renewables también enfrentan paralizaciones en La Guajira, sumando en total 1.535 MW detenidos.
En concreto, Celsia tiene detenidos los parques Camelias y Acacia (330 MW); Enel suspendió Tumawind (200 MW) y Chemesky (100 MW), además de vender Windpeshi (205 MW) a Ecopetrol tras su paralización en mayo de 2023; y EDP canceló Alpha y Beta, que juntos aportarían cerca de 500 MW.
Uno de los problemas centrales es la infraestructura de conexión. La línea de transmisión Colectora, crucial para evacuar la energía generada en la región, estaba programada inicialmente para noviembre de 2022.
Tras múltiples retrasos, su entrada en operación se ha pospuesto hasta agosto de 2026, aumentando la incertidumbre técnica y contribuyendo a la decisión de EPM de detener el proyecto E200.
Otro desafío significativo radica en los conflictos con las comunidades indígenas Wayuu. Las empresas han enfrentado hasta ahora 235 procesos de consulta previa con importantes desacuerdos y retrasos, según advierten desde el sector.
El gran potencial eólico de Colombia está concentrado en La Guajira, una zona con desafíos sociales profundos. La demora en la infraestructura de transmisión fue clave para que estos proyectos no puedan honrar sus compromisos comerciales, acumulando pérdidas desde 2023 que los han hecho inviables.
Alejandro Lucio, CEO de Óptima Consultores, afirma que «aunque se espera que la línea de transmisión Colectora finalmente opere hacia 2026, es demasiado tarde para las empresas originales, que ya agotaron su paciencia y su capacidad de absorber pérdidas».
Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica remarca que los problemas fundamentales siguen siendo sociales y de infraestructura y sostiene: «Las empresas simplificaron excesivamente el contexto colombiano, tomando riesgos mal calculados».
En este contexto, cobra relevancia el papel que está asumiendo Ecopetrol, que ha comenzado a adquirir proyectos eólicos detenidos como parte de su estrategia de transformación hacia una empresa de energías renovables.
Aunque actualmente la normativa le impide actuar como generador, la empresa ha comenzado a avanzar en el sector a través de la figura del «autogenerador remoto», una modalidad recientemente habilitada que le permite producir energía en una ubicación distinta a la del consumo propio.
El colapso del desarrollo eólico onshore en Colombia se evidencia no solo en cifras alarmantes, sino en la incapacidad de resolver cuellos de botella estructurales y sociales, alertando que la simple disponibilidad del recurso eólico no garantiza su aprovechamiento efectivo.
Perú está experimentando una transformación energética promovida por los aumentos en el costo de la energía y la falta de dinamismo en la demanda.
Pool Suárez, experto en venta de energía y gerente comercial de Ferrenergy, señaló: “Se está dando un fuerte impulso a los proyectos de autogeneración, sobre todo en sectores industriales y agroindustriales, para poder hacerle frente a los impactos de los sobrecostos energéticos”.
Uno de los factores más relevantes en la ecuación de costos energéticos es el cargo por potencia, que representa entre el 35% y el 40% de la factura eléctrica total. Este componente ha generado un cambio en la forma en que las empresas planifican su abastecimiento energético, impulsando la autogeneración renovable.
En paralelo, el mercado de los contratos de compraventa de energía (PPAs) atraviesa una etapa de alta volatilidad y de un aumento de precios. Mientras en 2018 los contratos se cerraban en torno a los 20 o 25 dólares por MWh, actualmente se sitúan entre 40 y 50 dólares por MWh, con esquemas que incluyen cláusulas variables ajustadas al comportamiento del mercado.
“Esto ha golpeado a la industria y ha llevado a muchas empresas a buscar alternativas de autogeneración para tener previsibilidad en los costos”, agrega el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.
El avance del autoconsumo energético en Perú se materializa en proyectos concretos. Uno de los casos más destacados es La Joya, una planta de 28 MW de capacidad ubicada en Arequipa, desarrollada por la cementera Yura, del grupo Gloria, que se posiciona como la instalación de autogeneración más grande de Latinoamérica. En la misma línea, Agroaurora, también perteneciente al grupo, está en proceso de licitación para construir una central fotovoltaica de 12 MW en Piura, destinada al abastecimiento propio.
El interés por abastecerse con fuentes renovables también crece entre los sectores de alta demanda energética, como la minería. Suárez destaca el caso de la minera Anglo American (Quellaveco), que permitió viabilizar el parque eólico Punta Lomitas, de Engie, mediante un contrato de suministro a largo plazo. Este modelo, donde la demanda minera hace bancable un proyecto de generación, podría repetirse en iniciativas similares vinculadas a empresas como Zafranal y San Gabriel, lo que contribuirá a incrementar la capacidad renovable y confiable en el sistema eléctrico nacional.
En cuanto al desarrollo de grandes proyectos, Perú recientemente inauguró la Central Fotovoltaica San Martín, de 252 MW, a cargo de Zelestra, y se espera la construcción de un parque eólico de 220 MW por parte de Celsia, utilizando equipos originalmente destinados a Colombia. Además, la firma Orygen, anteriormente Enel Generación, planea desarrollar un hub híbrido de energía solar y eólica de casi 400 MW.
Actualmente, la nación andina cuenta con más de 23 GW de capacidad en proyectos renovables ya identificados, tanto solares como eólicos. Sin embargo, muchos de ellos se encuentran en distintas etapas de tramitación y enfrentan obstáculos burocráticos. “Es un proceso como una maratón: el que llegue primero a la bancabilidad y al cierre financiero es el que finalmente se desarrollará”, explica Suárez.
A pesar de estos avances, la sobreoferta de proyectos choca con un contexto de baja demanda. Según afirma el especialista, la demanda nacional es aproximadamente de 7 GW, mientras que hay más de 20 GW renovables en estudios y tramitación. Suárez aclara que en Perú no existe prelación por tener el estudio de preoperatividad aprobado, sino que avanzan los proyectos que logren financiamiento y contratos firmes.
En este escenario, el almacenamiento comienza a tomar un rol clave, tanto como solución para la industria como herramienta sistémica a futuro. “Estamos viendo proyectos de energía solar en techos combinados con baterías que permiten ahorrar tanto en energía como en potencia. En el sector retail y agroindustrial ya son una realidad”, afirma Suárez.
De cara a los próximos años, el desafío será también de carácter estructural. “Estamos yendo hacia el camino de Chile; de acá a los próximos cinco años vamos a tener un porcentaje relevante de energías renovables, con lo cual se va a hacer de mayor atractivo el almacenamiento a esa escala”, anticipa Suárez.
Para ello, será fundamental incorporar servicios complementarios como regulación de frecuencia y sistemas de almacenamiento utility scale, que permitan gestionar un sistema eléctrico cada vez más renovable.
No obstante, el ejecutivo señala que el mayor atractivo inmediato está en el sector industrial y comercial, donde el almacenamiento brinda a las empresas autonomía y capacidad de autogestión energética, siempre y cuando se mantenga la estabilidad jurídica y reglas claras de mercado. Además, destaca que esta infraestructura permitirá prevenir posibles vertidos por exceso de generación ante las limitaciones actuales de transmisión.
El desarrollo del hidrógeno verde también aparece en la agenda como una vía para impulsar la demanda energética. Perú cuenta con La Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, en proceso de actualización, para promover esta tecnología, lo que podría abrir un nuevo mercado para las renovables. “El timing es clave. No hay que esperar a que sea competitivo; se debe dar señales claras y desarrollar capacidad ahora, para posicionarse a futuro”, remarca Suárez.
A nivel regulatorio, la Ley 28.832, que es el marco legal actual del sector eléctrico en Perú, y la Ley 32.249, se encuentran en proceso de actualización para dar un mayor impulso a las renovables y al sistema de contratación de energía. “La actualización a nuestra ley 32.249 lo que está buscando es incentivar, dinamizar este mercado de licitaciones de largo plazo”, comenta Suárez. Según detalla, la propuesta incluye contratos de hasta 15 años, con periodos de gracia para construcción y desarrollo, y la posibilidad de utilizar bloques horarios, lo que permitirá introducir renovables con mayor competitividad.
La estabilidad jurídica y la mejora de los esquemas de financiamiento son aspectos esenciales para lograr un ecosistema energético más dinámico. “Nos falta madurez en el financiamiento para proyectos industriales y comerciales, pero si logramos atraer más inversionistas, el mercado crecerá no solo en utility scale sino también a nivel usuario final”, concluye el ejecutivo de Ferrenergy.
METLEN firmó un contrato de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) a 15 años con Copec EMOAC, filial de Copec especializada en la comercialización de energías renovables. El acuerdo contempla el suministro de energía limpia proveniente de cuatro plantas solares del portafolio de METLEN en Chile.
El contrato considera un suministro anual de 450 GWh, con inicio de entregas previsto para el segundo trimestre de 2026. Esta energía estará respaldada por una capacidad total de 322 MW en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), provenientes de los proyectos Willka, Doña Antonia, Tocopilla y Tamarico, desarrollados por METLEN.
Este acuerdo de largo plazo permitirá a Copec EMOAC acceder a energía renovable durante los horarios de baja generación solar, contribuyendo así a la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable, flexible y sostenible. Según lo establecido, la energía será entregada durante entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, franjas en que la producción solar disminuye naturalmente.
Copec EMOAC durante los horarios en que la generación solar disminuye, apoyando así la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable y sostenible. Según lo establecido en el contrato, la energía será entregada durante el llamado «Bloque No Solar», definido entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, momentos en los que la producción solar cae naturalmente.
“Estamos muy contentos de concretar esta alianza con Metlen, porque fortalece nuestra oferta de soluciones energéticas renovables y confiables, pensadas para responder a las necesidades específicas de nuestros clientes. Gracias a este acuerdo, reforzamos nuestra capacidad para garantizar suministro nocturno mediante generación solar respaldada por almacenamiento en baterías, ofreciendo así una respuesta segura y flexible ante la creciente demanda por soluciones sostenibles. Este paso refleja nuestro compromiso con la transición energética de Chile y con la entrega de un servicio innovador y de excelencia,” señaló Arturo Natho, gerente general de Copec.
La implementación de PPAs nocturnos por parte de METLEN en Chile refuerza su rol estratégico en el impulso de la transición energética del país, combinando soluciones contractuales innovadoras con su portafolio en expansión de activos renovables y alianzas clave. Un PPA nocturno representa una cobertura fundamental frente a la alta volatilidad de precios, y cobra cada vez más relevancia en el actual contexto energético —especialmente ante la creciente penetración de fuentes variables como la solar. Al asegurar el suministro durante horas de baja producción solar, cuando normalmente se recurre a fuentes más costosas como el gas o los mercados de balance, este acuerdo aporta estabilidad y previsibilidad de precios.
Esta alianza representa un hito relevante en la expansión de METLEN en América Latina, reforzando su compromiso con el desarrollo de energías limpias y apoyando la estrategia de Copec EMOAC para asegurar un abastecimiento energético confiable y sostenible.
Puerto Rico operó desde finales de 2023 la primera planta virtual de energía (VPP) de la región, bajo el programa CBES (Community Battery Emergency Sharing), coordinado por LUMA. El modelo integró a más de 63,000 hogares con baterías, que se activaron en red ante picos de demanda o caídas en el suministro, despachando energía almacenada de manera casi instantánea.
El mecanismo consistió en una señal del operador de la red a los agregadores tecnológicos —Tesla Energy, Sunrun, Sonnen, entre otros— que enviaron comandos a sus flotas de baterías domésticas. Las unidades se activaron de forma automática, respetando los parámetros definidos por los usuarios. “Estas baterías pueden ser gestionadas como una flota; LUMA puede solicitar un despacho específico para evitar un apagón”, explicó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).
En cada evento, los hogares decidieron cuánto aportar. La mayoría optó por despachar solo un 20 % de la capacidad, priorizando su respaldo individual en caso de cortes prolongados. Sin embargo, el sistema aportó hasta 50 MW, una capacidad comparable a una planta de generación tradicional en la isla. Según Rúa Jovet, el potencial inmediato pudo haber alcanzado los 200 MW con las baterías registradas en el programa. Si se consideraban todas las baterías instaladas, esa cifra se duplicaba.
Cada mes se instalaron unas 4,000 baterías nuevas, principalmente Tesla Powerwall 2, aunque también se sumaron modelos Powerwall 3, Sonnen y SolarEdge. El crecimiento sostenido del almacenamiento residencial planteó la posibilidad de escalar el modelo. “Con 135,000 baterías desplegadas y un ritmo de instalación constante, el potencial podría llegar a 700 MW si el 80 % de los usuarios aceptan participar activamente”, proyectó Rúa Jovet.
El programa eliminó sus límites iniciales —que restringían la participación a 6,000 hogares— y funcionó como un esquema abierto a todos los usuarios con equipos compatibles. Esto permitió consolidar la VPP como un recurso adicional para mitigar el riesgo de apagones, sin necesidad de activar plantas fósiles de emergencia. La activación de la flota fue más rápida y flexible, y permitió ajustar la potencia aportada en función de las necesidades del sistema.
Uno de los aspectos que Rúa Jovet consideró clave fue el modelo de incentivos. Los hogares participantes recibieron un crédito por cada kWh despachado, pagado por LUMA a través de las tarifas de respuesta a la demanda y reserva de capacidad. “El incentivo dado a los clientes es de US$1 por kWh, mientras que en California es de US$2. Pero aquí logramos evitar apagones con un costo mucho menor al de construir o operar plantas de picos fósiles”, sostuvo.
El esquema también representó una oportunidad económica para los hogares con baterías. Según SESA, los ingresos anuales promedio alcanzaron los US$550 por cliente, dependiendo de la cantidad de eventos en los que se activó la flota. Algunas empresas, como Sonnen, ofrecieron tarifas anuales fijas de US$750, mientras otros agregadores propusieron modelos híbridos de pago por evento o por capacidad contratada.
Rúa Jovet advirtió, sin embargo, que para sostener el crecimiento sería necesario actualizar la regulación y los estándares técnicos. “La coordinación entre LUMA, los agregadores y la Autoridad de Energía Eléctrica debe ser fluida. Necesitamos lineamientos claros y modernos para seguir avanzando”, señaló. También subrayó la importancia de garantizar la interoperabilidad entre diferentes plataformas y asegurar que los usuarios mantuvieran el control sobre sus recursos energéticos.
La red eléctrica de Puerto Rico, afectada por huracanes y con infraestructura vulnerable, encontró en este modelo una herramienta complementaria para mejorar su resiliencia. “Esto es resiliencia comunitaria en acción. El usuario controla su batería, puede decir cuánto quiere aportar y puede optar por no participar en un evento si lo desea. Es un empoderamiento real del consumidor”, afirmó Rúa Jovet.
El sistema aún enfrentaba retos técnicos y regulatorios, pero la experiencia de Puerto Rico ya ofrecía un caso concreto de cómo la agregación de almacenamiento distribuido podía transformarse en un recurso estructural del sistema eléctrico. El modelo fue visto por SESA como una herramienta replicable en otros mercados, tanto por su capacidad de respuesta como por su esquema de participación ciudadana. “Estamos hablando de seguridad energética y de sostenibilidad. Es una nueva forma de entender cómo se genera, almacena y distribuye la energía en tiempos de cambio climático y eventos extremos”, concluyó Rúa Jovet.
Solis, una de las marcas líderes en inversores solares a nivel mundial, pone a sus clientes en el centro de su estrategia con el lanzamiento de su Encuesta de Experiencia del Cliente – Mitad de Año 2025.
Ya sea que sean propietario de un sistema, instalador o distribuidor, las opiniones podrían influir directamente en el desarrollo de nuevas funciones, mejoras en el servicio y en la manera en que Solis brinda soporte a sus usuarios. Como agradecimiento, veinte participantes serán seleccionados aleatoriamente para recibir una tarjeta de regalo de Amazon con valor de $50 USD.
“En Solis, la innovación comienza con nuestros usuarios”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Solis. “Esta encuesta no es un trámite más; es una línea directa con nuestros ingenieros, equipos de producto y expertos en servicio, quienes definen nuestra hoja de ruta.”
¿Qué queremos saber?
¿Cómo está funcionando tu sistema Solis?
¿Cuál ha sido tu experiencia con nuestro servicio y soporte técnico?
¿Qué características te gustaría que desarrolláramos en el futuro?
Cada opinión cuenta—y hasta el comentario más pequeño puede generar un gran impacto.
Detalles de la encuesta:
Sólo toma unos minutos completarla
No es necesario realizar ninguna compra
Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
La compañía de transporte de crudo Oleoductos del Valle (Oldelval) confirmó el inicio del proyecto Duplicar Norte, una obra de infraestructura clave para evacuar la producción de petróleo del hub norte de Vaca Muerta desde Neuquén hacia Río Negro. El inicio del proyecto se confirmó tras la firma de contratos entre Oldelval y los cargadores Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. La inversión estimada de la obra es de US$ 380 millones, según informó Oldelval.
El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y “significó un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, en Río Negro”, resaltaron desde Oldelval en un comunicado.
Obra
El ducto tendrá 24 pulgadas y cubrirá una extensión de 207 kilómetros. El trazado se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernández, en la provincia de Neuquén, y la estación de bombeo de Allen, en Río Negro.
Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 metros cúbicos diarios (m³/día) entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS(Vaca Muerta Oil Sur), el oleoducto de 440 kilómetros que permitirá transportar crudo desde Neuquén hacia Punta Colorada en Río Negro.
Cargadores
“La iniciativa Duplicar Norte avanzará bajo un esquema ´ship or pay´ con cuatro cargadores principales y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos”, destacó Oldelval. La puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.
“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacaron desde la transportista.
El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, que se inauguró en abril y permitió ampliar la capacidad de transporte de 225.000 a 540.000 barriles diarios, “integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca Neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación” en el Océano Atlántico.
La secretaría de Energía elevó, para los meses de julio y agosto, el techo de consumo base de electricidad que será subsidiado para aquellos usuarios de energía eléctrica que no tengan acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, y se encuentren en las regiones, provincias, departamentos y localidades determinadas por la ley 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría.
El nuevo consumo base fue fijado del siguiente modo: a) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2 (Bajos ingresos), el consumo base se fija en SETECIENTOS (700) kWh/mes; y b) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3 (Ingresos medios), el consumo base se fija en QUINIENTOS (500) kWh/mes.
La medida, ya oficializada, fue adoptada a través de la Disposición 2/2025 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, y notificada a las empresas prestadoras del servicio público de distribución de energía eléctrica, de jurisdicción federal y provincial.
Ello, para que, en la aplicación de los precios estacionales de la electricidad (PEST) definidos por la Resolución 281/2025 de la S.E. se adopten los criterios de la disposición 2/2025, y se asegure su cumplimiento en todas las jurisdicciones del país.
Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén.
El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro.
Con una inversión estimada de U$S 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por la actividad en Vaca Muerta, se destacó en un comunicado.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros. La obra se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernandez y la estación de bombeo Allen. Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 m³/día entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS.
La iniciativa avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales, y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos: la puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.
“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacó la compañía.
El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación.
“Duplicar Norte consolidará a Oldelval como operador líder en la infraestructura energética nacional y motor del desarrollo de Vaca Muerta”, se destacó.
“Es indispensable que los tres actores clave: industria, gobierno y sindicatos, trabajemos en encontrar consensos y alineamiento”, dice Bulgheroni. Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group, uno de los players privados y nacionales más importantes del mundo del Oil & Gas, compartió su visión sobre el futuro energético de Argentina. En una columna en Clarín, Bulgheroni aseguró que “lo mejor todavía está por venir”, pero también reclamó estar a la altura de la historia. El mundo no nos espera. Si no avanzamos juntos, no solo perderemos una oportunidad, sino también la posibilidad de transformar estructuralmente nuestra economía”, dijo. La […]
Se trata de los primeros 110 kilómetros del tendido, sobre un total de 437 entre la Cuenca Neuquina y la costa atlántica rionegrina. La rapidez de ejecución sorprendió incluso a los propios impulsores del proyecto. La construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur sigue marcando hitos. Esta semana se completó la soldadura del tramo que une Allen con el río Negro, en la zona del Valle Medio. Se trata de los primeros 110 kilómetros del tendido, en una obra que totalizará 437 entre la Cuenca Neuquina y la costa atlántica rionegrina. Este primer tramo comenzó a soldarse durante el fin de […]
Brindará capacitación financiera a empresarios, profesionales y proveedores locales. Es una entidad británica centenaria. Mientras, se acerca la audiencia pùblica por San Jorge. Los detalles. La London Metal Exchange (LME) llegará a Mendoza en agosto próximo con la intención de sumarse al despegue definitivo de la minería local. Este evento, que se realizará del 6 al 8 de agosto, prevé ofrecer una capacitación presencial inédita para empresarios, profesionales y proveedores de los sectores minero, industrial y financiero. Está claro que para quienes buscan invertir, potenciar sus negocios y entender mejor el mercado global de metales, este evento se presenta como […]
YPF avanza con decisión en la exploración no convencional de Palermo Aike y ya confirmó la perforación de tres nuevos pozos en Santa Cruz. Los trabajos se realizarán en el marco de los permisos de exploración en Campamento Este y La Azucena, dentro de la Cuenca Austral, donde la compañía busca potenciar la producción de hidrocarburos no convencionales. Autoridades del Gobierno de Santa Cruz mantuvieron una reunión técnica con representantes de YPF para revisar el cumplimiento de los compromisos asumidos. En el encuentro se detalló que el primer año del plan exploratorio ya registra un avance del 100% en las […]
Según Moody’s, los márgenes de rentabilidad en el segmento convencional se deterioraron por el encarecimiento en dólares de la operación. Un informe de Moody’s Local Argentina difundido este miércoles 16 de julio advierte que las compañías productoras de hidrocarburos convencionales enfrentan un panorama de rentabilidad más limitado, con márgenes comprometidos frente al aumento sostenido de costos y la caída en el precio internacional del crudo. En 2024, los lifting costs de estas empresas crecieron entre 30% y 40% respecto del año anterior. Entre los rubros más afectados se destacan los costos de transporte, servicios, energía y materiales, así como los […]
El Ente Nacional Regulador del Gas estableció que el porcentaje de gas no contabilizado no podrá superar el 2,5% al final del quinquenio 2025-2030. Por lo tanto, la empresa que supere ese tope deberá pagar la diferencia. Algunas compañías se ubican actualmente en torno al 5%. Las distribuidoras de gas no quedaron conformes con varios aspectos de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno publicó el pasado 30 de abril. Uno de los puntos que generó conflicto es el porcentaje de Gas Natural No Contabilizado, la diferencia entre el volumen de gas natural inyectado al sistema de distribución y […]
En un paso clave para su desarrollo, el proyecto minero PSJ Cobre Mendocino ubicado en la Estancia Yalguaraz, en la zona cordillerana del departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, celebrará una Audiencia Pública presencial en el mismo sitio donde se emplaza la iniciativa. La instancia fue anunciada oficialmente por el gobierno provincial y busca abrir el diálogo con la comunidad y evaluar el impacto ambiental y social del emprendimiento. Para quienes no puedan asistir presencialmente, el evento podrá ser seguido de manera virtual desde dos espacios habilitados por el gobierno mendocino dentro del mismo departamento de Las Heras, reforzando […]
Si bien Vaca Muerta mantiene su impulso, el informe de una consultora privada evidencia señales de estancamiento en la inversión, en un contexto de incertidumbre económica y precios internacionales a la baja. A mediados de 2025, el sector de petróleo y gas en el país atraviesa un período con progresos irregulares, afectado tanto por factores internos como externos. Según el director de la consultora Aleph Energy, Daniel Dreizzen, el crecimiento del sector no responde a una línea recta, sino a una dinámica “de zigzags”, condicionada por la coyuntura económica local, la evolución de los precios internacionales y la tensión electoral […]
India proyecta consolidar su posición como socio estratégico de la Argentina a través de inversiones en sectores clave como gas natural licuado, minería y energía nuclear. Así lo expresó el embajador Ajaneesh Kumar, quien adelantó que en el corto plazo habrá anuncios relevantes que fortalecerán la relación bilateral. El diplomático destacó que el país asiático, que se encamina a transformarse en la tercera economía mundial antes de 2030, ve en la Argentina un destino prioritario para expandir su comercio e intercambio tecnológico. El intercambio comercial entre ambas naciones ronda los US$ 5.000 millones anuales y durante los primeros 5 meses […]
Daniel Yergin, VP S&P Global, en esta entrevista en Forbes, señaló el nuevo aumento de la demanda de cobre que surgirá de la IA y los centros de datos, así como del aumento del gasto en defensa, además de la demanda tradicional y de transición energética. Este es el enfoque de la investigación que realizaremos en los próximos meses para nuestro nuevo estudio, “El cobre en la era de la IA”. Abordamos tanto la oferta como la demanda del “metal de la electrificación”, así como las limitaciones que deben superarse. En un estudio publicado en Julio del 2022, investigadores de […]
Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región.
Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.
“El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más próspera a la Argentina, trabajando juntos en un esquema de alivio fiscal para un sector que dio muchísimo y puede seguir dándolo para el progreso y desarrollo del país”, expresó Torres.
Participaron de la reunión, junto al mandatario, el vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; las diputadas nacionales Ana Clara Romero y Eugenia Alianiello; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y de Sarmiento, Sebastián Balochi; los senadores nacionales Carlos Linares y Edith Terenzi.
En representación de las operadoras de la Cuenca estuvieron Adolfo Storni, Gabriela Guida y Jorge Buciak (CAPSA/CAPEX); Andrés Ponce (PECOM); Mauricio Orue (Director de Operaciones de YPF); Daniel Felici, Carlos Gastón Malbos, Fausto Caretta, Sergio Faraudo y Tomás Catzman (Pan American Energy); y Daniel Gargiulo y Lorena Montgaillard (Tecpetrol).
Durante el encuentro, que se desarrolló en la Casa del Chubut, los participantes rubricaron una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, solicitando la eliminación de las retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, con el fin de garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la región.
Las partes ratificaron los puntos expresados en el Acuerdo de Competitividad y Paz Social para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge, aprobado por la Legislatura en junio, como un compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.
Torres puso en relieve que la medida “permitirá el sostenimiento de la actividad hidrocarburífera en las cuencas maduras del país, principalmente en la Cuenca del Golfo San Jorge, que cuenta con más de 100 años de historia productiva, en un contexto donde la situación macroeconómica y la avanzada madurez de los yacimientos, sumado al alza sostenida de los costos, comprometen la actividad en todos sus niveles”.
“La aplicación de una alícuota del 8 % en concepto de derechos de exportación profundiza todavía más las dificultades que enfrenta el sector”, explicó el gobernador, recordando que “como provincia, impulsamos una batería de medidas de alivio fiscal para sostener la producción convencional, reduciendo regalías en dos yacimientos a partir de un compromiso entre el sector público y el privado”. “Pero, atentos al escenario actual, son medidas insuficientes y es necesario que Nación haga lo propio, retirando los derechos de exportación para que, entre todos, podamos sostener la actividad”, reclamó.
“Recordemos que las empresas operadoras de nuestra Cuenca ratificaron su compromiso de reinvertir en su totalidad los flujos adicionales que se generen como consecuencia de la eliminación de los derechos de exportación, con el objetivo de fortalecer la actividad hidrocarburífera”, remarcó.
“Tiempo atrás, desde Chubut nos comprometimos a bajar cuatro puntos de regalías al no convencional —que representa una tercera parte de los ingresos de la provincia— si Nación se comprometía a reducir cuatro puntos de derechos de exportación al convencional”, recordó Torres. Y concluyó: “Chubut es el mayor exponente de la industria petrolera convencional y una de las principales provincias exportadoras a nivel nacional”.
Guatemala afianza su estrategia de transición energética con la licitación PEG-5, un proceso competitivo que adjudicará 1400 MW priorizando proyectos de energías renovables. El llamado busca fortalecer la matriz eléctrica del país con nuevas plantas solares, eólicas e hidroeléctricas, bajo reglas claras que fomenten la inversión privada y el desarrollo tecnológico.
En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, remarcó que la convocatoria marca un cambio de paradigma respecto a procesos anteriores. “Se licitan 1.400 MW, y es libre la oferta de energías renovables basadas en el sol, el viento y el agua o combinaciones de estas”, explicó el funcionario.
Uno de los puntos diferenciales del PEG-5 es la exclusión de tecnologías contaminantes. “En esta licitación se excluye generación con alto contenido de emisiones CO₂”, subrayó Castro, resaltando el compromiso del Ministerio de Energía y Minas con un modelo de crecimiento bajo en carbono.
Contratos a largo plazo y señales al mercado
El proceso prevé contratos de suministro a 15 años, lo que brinda previsibilidad y seguridad jurídica a los inversores, de manera que cuenten con un horizonte financiero estable y atractivo para los mercados internacionales.
Desde el gobierno aseguraron que Guatemala ofrece un entorno favorable para el desarrollo de energías limpias, ya que Castro informó que el Administrador del Mercado Mayorista tiene 27 años de liquidar sin falta las transacciones económicas del sector energía, además de una agencia internacional mejoró la calificación crediticia del país a BB+.
La licitación está abierta a toda la industria energética, pero con un marcado perfil de participación privada, aunque no se excluye la participación del generador nacional INDE.
“Si los proyectos renovables se despachan en la base de la curva de carga y se diseñan para seguimiento de la demanda, se esperaría una reducción en la tarifa de ENERGUATE y una tarifa estable en EEGSA”, indicó el viceministro.
El esquema PEG-5 permitirá que los oferentes propongan soluciones flexibles para optimizar la eficiencia operativa, por lo que será decisión del inversionista definir la mejor tecnología para garantizar la eficiencia, siempre priorizando las fuentes limpias, según detalló el funcionario.
La experiencia de licitaciones anteriores ha sido clave para el diseño de esta convocatoria. “La primera lección es haber sido exportador de energía en el Mercado Regional hasta el año 2020 y ser importador a partir del año 2021”, recordó Castro.
“Necesitamos energía abundante, confiable, barata y que el cambio climático le afecte lo mínimo posible”, enfatizó.
Respecto a la infraestructura de transmisión, el viceministro de Energía aseveró que se ajustará a medida que avancen los proyectos: “El PET-3 no tiene empalme con la PEG-5, pero el refuerzo de la red se dimensionará una vez estén definidos los proyectos, eso será en enero de 2026”. Y cabe recordar que, para esa fecha, está prevista la publicación PET-4, un nuevo plan indicativo de transmisión alineado con las adjudicaciones.
Felipe Bayon, que en abril de este año asumió como CEO de Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, es un viejo conocido de la Argentina. Trabajó durante 21 años en BP, una de las grandes majors de la industria hidrocarburífera, y entre 2005 y 2010 condujo Pan American Energy (PAE), uno de los actores relevantes del sector energético local. Ahora busca volver a pisar fuerte en el país entusiasmado por el potencial de la producción hidrocarburifera no convencional. “Estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía”, aseguró en una extensa entrevista conEconoJournal, la primera que concede a un medio periodístico argentino.
Bayon nació en 1965 en Colombia. Es ingeniero mecánico graduado en la Universidad de los Andes. Antes de terminar sus estudios empezó a trabajar en el sector automotor ya que se padre Eduardo era un alto directivo de la ensambladora Colmotores. Al poco tiempo se dio cuenta, sin embargo, de que debía construir su propia historia y terminó desembarcando en la industria petrolera. Comenzó trabajando en Hocol, petrolera colombiana controlada por la multinacional Shell y en 1995 se sumó a BP. En 2001 llegó a ser vicepresidente de operaciones para Colombia y luego asumió responsabilidades regionales, lo que lo llevó a vivir a trabajar a Reino Unido, Estados Unidos e incluso Argentina. Durante aquellos años participó de operaciones en Alaska, Rusia y Medio Oriente.
En 2016 dejó BP para asumir como vicepresidente ejecutivo y gerente general de operaciones de Ecopetrol, la petrolera colombiana bajo control estatal. Durante los siete años en los que estuvo en la compañía, lideró el proceso de internacionalización, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell. Ahora busca replicar esa experiencia desde Geopark, pero con el foco puesto en Vaca Muerta.
«La flexibilización del régimen cambiario y la convergencia hacia un esquema más previsible para las inversiones son pasos importantes», aseguró Bayon sobre Argentina.
–¿Podría describir cuáles son los ejes y objetivos que guiarán su gestión al frente de la compañía?
–Estamos en un proceso activo de revisión estratégica. No estamos partiendo de cero: GeoPark tiene una trayectoria firme y una operación consolidada, pero debemos repensar cómo y dónde queremos crecer. Eso implica revisar a fondo nuestro portafolio, optimizar nuestras operaciones y explorar nuevas oportunidades de generación de valor. El punto de partida es claro: fortalecer el negocio base. Hoy producimos cerca de 30.000 barriles diarios, principalmente en Colombia, donde hemos construido una operación eficiente, resiliente y con buenos resultados en exploración y producción. Dicho eso, y es algo que he comentado en distintos espacios, debemos retomar la senda del crecimiento. Y eso exige enfocarse, priorizar y tomar decisiones con mirada de futuro. Y, en segundo lugar, queremos crecer de manera inorgánica; no tenemos restricciones geográficas dentro del hemisferio, siempre que se trate de activos con alto potencial y retorno atractivo. En ese marco, puedo decirte que estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía. En mi cuarto día como CEO de GeoPark ya estaba en Argentina, reuniéndome con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para manifestarle nuestro interés en invertir y operar en esa provincia. Como colombiano lo digo con total claridad: desde Colombia vemos con admiración -y un poco de sana envidia- lo que está ocurriendo en Argentina. Neuquén está recibiendo cerca de 10.000 millones de dólares de inversión al año apalancados en un potencial de más de 16.000 millones de barriles de petróleo y más de 300 billones de pies cúbicos de gas. Pero lo más importante es que detrás de esos números hay convicción: de las empresas, de las autoridades en todos los niveles y de la sociedad. Cuando esas condiciones se dan, el desarrollo ocurre. Y ahí es donde GeoPark quiere estar.
–¿Cómo definiría un escenario internacional de la industria de Oil&Gas signado por el retroceso del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares?
–No hay duda de que vivimos en tiempos de incertidumbre, con alta volatilidad y múltiples factores geopolíticos y macroeconómicos que afectan la dinámica del mercado energético y generan un entorno de precios más exigente para todos los jugadores. Frente a ese escenario, en GeoPark partimos de una premisa muy clara: no controlamos el precio del Brent, pero sí controlamos cómo operamos. Y eso implica actuar con eficiencia, agilidad y una disciplina de capital rigurosa. Uno de los pilares de esa estrategia es nuestra política activa de coberturas. Hoy tenemos cubierto alrededor del 86% de la producción proyectada para 2025 con precios mínimos garantizados entre US$ 68 y US$ 70 por barril, lo que nos permite proteger nuestro flujo de caja ante escenarios adversos y, al mismo tiempo, capturar parte del alza potencial del mercado. Además, contamos con la flexibilidad para adaptar nuestra inversión sin comprometer la salud financiera ni desviar el rumbo estratégico. Si el entorno de precios se mantiene bajo, tenemos la capacidad de ajustar campañas de perforación, priorizar activos de mayor retorno o reprogramar inversiones, sin sacrificar la generación de valor.
–¿Cómo se posiciona GeoPark, una compañía que explota yacimientos convencionales con cierta madurez, frente a ese escenario internacional que se presenta desafiante en términos de costos operativos?
–Un entorno desafiante, como lo venimos hablando, no solo depende de tener grandes recursos, sino de operar con excelencia, agilidad y disciplina. GeoPark ha desarrollado justamente esa cultura a lo largo de casi dos décadas de experiencia en campos convencionales, principalmente en Colombia, con una capacidad probada para generar valor aún en condiciones retadoras de precio y entorno operativo. A nivel estratégico, priorizamos activos de alto valor y bajo costo, y desinvertimos en aquellos que no se alinean con esa lógica -como hicimos con nuestras operaciones en Chile, Brasil y operaciones menores en Colombia– para mantener un portafolio más eficiente y enfocado. En el plano táctico, trabajamos de forma muy cercana con nuestros proveedores para negociar condiciones más favorables, asegurar disponibilidad de servicios y materiales a precios competitivos, y reducir tiempos de respuesta. Desde el punto de vista operativo, seguimos optimizando procesos, adoptando buenas prácticas y tecnologías con retorno de inversión rápido. Un ejemplo reciente es la incorporación de un equipo de última generación en Colombia, que nos permitió completar seis pozos y un sidetrack con un ahorro del 30% en costos y una reducción del 23% en tiempo frente a la campaña 2024. Esto nos llevó a bajar el costo promedio de perforación de US$ 245 por pie a US$ 171, además de reducir el tiempo de movilización entre pads de 7 días a solo 18 horas. Son mejoras concretas que marcan la diferencia. Esa eficiencia no es un fin en sí mismo. Es una plataforma sobre la cual estamos construyendo el próximo ciclo de crecimiento. Y lo estamos haciendo con foco y con el mismo rigor técnico, financiero y de estándares de seguridad operativa que han caracterizado a GeoPark desde sus orígenes.
–Durante un encuentro con inversores organizado por Adcap, usted señaló que el posicionamiento en Vaca Muerta es uno de los objetivos estratégicos a los que apuntará GeoPark. En este momento, existen algunos procesos en marcha de empresas —Pluspetrol y TotalEnergies, entre otras— que están testeando el interés del mercado en sus activos. ¿Cómo prevé llevar adelante el objetivo de crecer en Vaca Muerta? ¿GeoPark apunta a convertirse en un operador de campos no convencionales o en una primera etapa podría ingresar como empresa no-operadora?
—Vaca Muerta es un eje clave dentro de la estrategia de crecimiento inorgánico de GeoPark. Lo vemos como un recurso de clase mundial, con escala, productividad comprobada, un entorno técnico sólido y -quizás lo más importante- un ecosistema de actores públicos y privados comprometidos con su desarrollo. En ese contexto, estamos analizando distintas opciones para participar en la cuenca, y lo estamos haciendo con seriedad y perspectiva estratégica. Hoy contamos con una caja muy atractiva, US$ 300 millones al cierre del primer trimestre, un equipo con trayectoria probada en no convencionales y la claridad de que queremos ser parte activa del desarrollo de Vaca Muerta. Por eso estamos evaluando activamente los procesos en curso y trabajando para concretar acuerdos que nos permitan regresar a Argentina, el país donde nació la compañía, con un compromiso serio con la excelencia operativa y el respeto por el entorno. Nuestra forma de participar dependerá de que las oportunidades concretas se alineen con nuestra visión y perfil de riesgo. Pero lo que sí está claro es que queremos estar en Vaca Muerta no solo como inversionistas, sino como parte activa del desarrollo, aportando experiencia técnica, disciplina operativa y compromiso con la creación de valor compartido.
–GeoPark había firmado en mayo de 2024 un acuerdo de adquisición del 50% de áreas operadas por Phoenix Global Resources, que finalmente se terminó diluyendo a mediados de este año, en parte por la demora de la autoridad regulatoria de Neuquén en validar el ingreso de la compañía como co-titular de una Concesión no convencional. En términos retrospectivos, ¿qué evaluación realiza de ese proceso? ¿Dejó algún tipo de aprendizaje?
–El proceso que mencionas fue abordado con seriedad y dentro de los marcos acordados, y la contraparte en el negocio ejerció su derecho contractual a retirarse antes de la aprobación regulatoria. Naturalmente fue una situación que no esperábamos, pero que respetamos. Dicho esto, ese desenlace no cambia nuestra visión. Nuestra convicción sobre el potencial de Vaca Muerta y de Argentina como destino de inversión sigue siendo firme. De hecho, desde que asumí como CEO, he tenido reuniones constructivas con actores clave en el país, y seguimos explorando activamente alternativas para concretar nuestro regreso. Estamos comprometidos con reactivar el crecimiento de GeoPark, y Argentina ocupa un lugar prioritario en esa estrategia.
«Desde Colombia vemos con admiración -y un poco de sana envidia- lo que está ocurriendo en Argentina con Vaca Muerta», afirma Bayón.
–Vaca Muerta se posicionó en los últimos años como un play no convencional competitivo a nivel global. Sin embargo, sigue existiendo una brecha importante a la hora de comparar los costos de desarrollo en Neuquén con relación a los costos de algunos shale plays de EE.UU. Esa brecha en parte de acentuó por la apreciación cambiaria en la Argentina. ¿Cuáles son, a su entender, las fortalezas y debilidades que ofrece Vaca Muerta en la actualidad?
–Como dices, Vaca Muerta es un play no convencional competitivo a escala global. No solo por la roca en sí, que es de clase mundial, sino por lo que ha logrado la industria en los últimos años: adaptar y perfeccionar tecnologías que se utilizan en Estados Unidos, perforar con eficiencia creciente y, sobre todo, convertir una promesa en una realidad concreta. Hoy, la producción es alrededor de 450 mil barriles por día de petróleo y cerca de 70 millones de metros cúbicos por día de gas. Eso ha permitido que el país tenga control de su balanza energética y asegure un superávit energético. Ahora bien, hay brechas, y hay que reconocerlas. En eficiencia, por ejemplo, todavía hay una diferencia frente a plays como el Permian en Estados Unidos, en donde los tiempos de perforación pueden ser hasta cinco veces más rápidos y donde la infraestructura ya está montada. En Neuquén, en cambio, la producción ha ido más rápido que los ductos, que las plantas de tratamiento, que las terminales de exportación. Esa es hoy una de las limitantes clave. Aún con esas condiciones, los pozos más recientes en Vaca Muerta ya están superando en un 33% la producción acumulada de sus pares en el Permian. Es decir, hay un diferencial de productividad muy claro. Y eso, sumado al hecho de que menos del 20% de la ventana de petróleo ha sido desarrollada, configura una oportunidad temprana con un potencial de expansión enorme. Hay otro punto que no se puede pasar por alto: el tamaño del acreage. Los bloques en Vaca Muerta son mucho más extensos que en Estados Unidos, lo que permite pensar en escalabilidad y eficiencia. Esa carrera por su desarrollo y esa proyección de alcanzar e inclusive superar el millón de barriles por día en 2030, va a depender de cuán rápido se pueda avanzar con las inversiones en midstream, de asegurar las condiciones para que el capital fluya, y de seguir haciendo las cosas bien con coordinación entre industria, autoridades y comunidades para asegurar resultados sostenibles. Soy optimista, porque vi el desarrollo en Estados Unidos -el otro lugar del hemisferio donde se están haciendo las cosas bien- y porque veo en Argentina no solo el recurso, sino la decisión de convertirlo en motor de crecimiento.
–Usted es un conocedor en la Argentina, ya que vivió en el país en los ‘2000 y lideró el desarrollo de grandes compañías en el mercado energético local. ¿Cómo evalúa la realidad argentina en términos de oportunidad de negocios? ¿El contexto económico, que a priori parece más establece a partir de la flexibilización de los controles cambiarios y la reducción de la inflación, es lo suficientemente robusto para incentivar la inversión?
–Argentina siempre ha sido un país con un potencial energético enorme y, particularmente en Vaca Muerta, que es uno de los principales activos no convencionales del mundo. Viví allá, trabajé allá y pude conocer de cerca a su gente, su industria y algo posiblemente más importante: la resiliencia y la capacidad técnica, que son tan valiosos como el subsuelo. Hoy estamos viendo señales que nos permiten cierto optimismo. La flexibilización del régimen cambiario y la convergencia hacia un esquema más previsible para las inversiones son pasos importantes. Todavía hay desafíos, sin duda, pero también una voluntad política más clara de integrar a Argentina al mundo, de honrar reglas de mercado y de consolidar un marco institucional que brinde previsibilidad y permita al final del día seguir creando valor desde este yacimiento de clase mundial. Desde GeoPark vemos que la oportunidad sigue ahí, intacta. Y en muchos sentidos, se está renovando. Vemos a la Argentina ya no como una promesa, sino como una posibilidad concreta de crecimiento rentable y sostenible. Lo importante, como siempre, será tener claridad de reglas, entender los riesgos, y avanzar con rigor técnico y con visión de largo plazo.
La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió 27 ofertas que totalizan 1346,9 MW de capacidad BESS, poco menos del triple del doble de potencia disponible a adjudicar (500 MW) en las redes de Edenor y Edesur.
Durante la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) se reveló que 15 empresas competirán en la histórica primera convocatoria pública para sistemas BESS stand-alone del país: BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar.
Las propuestas serán analizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hasta el 12 de agosto; una semana después, se realizará la apertura de sobres B (ofertas económicas) y la adjudicación será el viernes 29 de dicho mes.
Si bien el proceso aún no está definido, los sectores públicos y privados quedaron sorprendidos positivamente por la cantidad de empresas, proyectos y potencia presentada, considerando que el promedio de capacidad por central oscila en 50 MW.
Bajo ese contexto, Energía Estratégica trae un resumen de diversos aspectos relevantes de las ofertas técnicas que se dieron a conocer en la apertura de sobres A, realizada el pasado martes 15 de julio en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)
Interés por las distribuidoras
Más de la mitad de las centrales BESS y dos tercios de la capacidad compite para instalarse en las redes de Edenor. Puntualmente lo harán 17 sistemas de baterías que suman una potencia mínima de 770 MW y hasta 900 MW (promedio de 52,9 MW por proyectos).
Mientras que para las redes de Edesur (contempla una parte de CABA y el sur del Área Metropolitana de Buenos Aires) hay 10 emprendimientos que solicitaron entre 412,5 MW y 446,9 MW (promedio de 44,69 MW).
Un dato curioso es que cada una de las distribuidoras que serán off-takers tuvo un nodo con mayor interés que el resto, con 4 propuestas en ambos casos.
Por el lado de Edenor fue para el nodo N° 1600, correspondiente a la estación transformadora de las cercanías del Parque Industrial Pilar, del corredor Rodríguez – Talar; en tanto por la parte de Edesur fue en el nodo N° 2150, la ET Almirante Brown, a pocos metros del Parque Industrial Burzaco.
Empresas
La licitación pública lanzada a mediados de febrero del corriente año atrajo más de 1000 millones de dólares de inversiones por parte del sector privado con vasta experiencia en el mercado energético del país – varias de ellas con alta participación renovable -.
Tal es así que las compañías que presentaron el mayor número de proyectos fueron las siguientes: Genneia (4 centrales por 170 MW), Sullair Argentina (4 BESS – 144 MW), Rowing (4 sistemas – 103 MW), MSU Green Energy (3 proyectos – 330 MW, siendo la firma con mayor potencia ofertada), Coral Energía (2 propuestas – 100 MW) y Central Puerto (2 plantas BESS – 205 MW).
Mientras que el resto de las empresas mencionadas anteriormente hicieron lo propio con un proyecto por firma, aunque cabe aclarar que Everyray LATAM y Alupar se unieron para una sola oferta, siendo las únicas dos compañías internacionales que seguirán en la carrera de la convocatoria AlmaGBA.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (CREG) ha confirmado la realización de la Subasta de Expansión de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para cubrir la demanda proyectada entre 2029 y 2030. Este proceso busca incorporar nueva capacidad de generación que garantice la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano, con contratos de largo plazo y mecanismos de incentivos a proyectos de entrada temprana y baja emisión de carbono.
Tras la primera etapa de consulta pública, que cerró el 10 de abril, la CREG concluyó que existe un déficit significativo de energía firme en el horizonte 2029–2030, y decidió priorizar esta convocatoria frente a otras subastas previstas para periodos anteriores. La próxima publicación de los términos definitivos abrirá la etapa de inscripción y presentación de propuestas, con adjudicación proyectada para finales de 2025 o inicios de 2026.
Desafíos clave de la licitación
Los criterios de adjudicación contemplan:
La capacidad técnica demostrada y la Energía Firme de las plantas ofertadas.
La disponibilidad de los proyectos dentro del plazo previsto.
La competitividad económica del precio ofertado.
La viabilidad financiera y los cronogramas de construcción.
El aprovechamiento de incentivos por entrada anticipada y reconversión tecnológica a fuentes bajas en carbono.
Estos factores obligan a los participantes a preparar propuestas basadas en modelos de simulación exhaustivos y documentación que respalde la factibilidad técnica y financiera de sus proyectos.
energyPRO: simulación avanzada al servicio de la competitividad
Para responder a estas exigencias, EMD International A/S pone a disposición de los desarrolladores su solución energyPRO, una plataforma de clase mundial que permite:
Dimensionar la capacidad óptima de cada proyecto, simulando distintos escenarios de potencia, disponibilidad, degradación y costos de operación.
Evaluar la rentabilidad mediante proyecciones financieras detalladas de CAPEX, OPEX, cronogramas de inversión y precios ofertados.
Calcular beneficios potenciales asociados a los incentivos esquematizados, optimizando los márgenes de la oferta económica.
“La Subasta de Expansión OEF es una oportunidad estratégica para empresas que buscan posicionarse en el mercado eléctrico colombiano. energyPRO permite a los oferentes construir propuestas más robustas, competitivas y confiables, basadas en simulaciones de alto nivel que aportan transparencia y seguridad tanto a desarrolladores como a financiadores”, señaló Mathias Thamhain, representante de EMD para Latinoamérica.
Es decir que la plataforma de modelado técnico y financiero permite a los desarrolladores optimizar proyectos, dimensionar inversiones y cumplir con los criterios exigidos por la CREG y la UPME en la próxima convocatoria.
Soporte especializado para desarrolladores
EMD International ofrece:
Licencias flexibles adaptadas al ciclo completo de desarrollo.
Capacitación técnica personalizada en Colombia y Latinoamérica.
Asesoría experta para construir modelos de evaluación listos para presentación ante las autoridades.
Las empresas interesadas pueden solicitar una demostración gratuita de energyPRO y conocer experiencias de éxito en mercados internacionales de generación y transición energética.
El lunes 14 de julio la Secretaría de Energía publicó el precio de comercialización del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con el diesel de hidrocarburos y lo estableció en $ 1.302.411 por tonelada cuando el mismo debió ser de $ 1.349.000.
De este modo la industria pyme elaboradora de biodiésel destinado al mercado interno ha sido nuevamente castigada de manera arbitraria, injusta e ilegal por parte de la Secretaría de Energía, que por duodécimo mes consecutivo ha fijado precios de comercialización por debajo de los costos de producción, violando la Ley 27.640 de Biocombustibles y la Resolución 963/2023, que establece mecanismos objetivos y transparentes para la fijación del precio.
Federico Martelli, Director Ejecutivo de CEPREB.
La Secretaría de Energía, como organismo regulador de la producción, distribución y comercialización de combustibles líquidos en Argentina, tiene la obligación, según la Ley 27.640, de fijar un precio de comercialización del biodiésel elaborado por pymes de Buenos Aires, Santa Fe, La Pampa, Entre Ríos y San Luis.
Según el artículo 14 de la Ley 27.640: “Las metodologías de cálculo de los precios de los biocombustibles para el abastecimiento de las mezclas obligatorias con combustibles fósiles que establezca la autoridad de aplicación deberán garantizar una rentabilidad determinada por la misma, considerando los costos de su elaboración, transporte y el precio para producto puesto en su planta de producción”
El biodiésel, producido a partir de la transformación del aceite de soja, es adquirido por las compañías refinadoras y mezclado en una proporción del 7,5% con el diésel proveniente de la destilación de hidrocarburos. Este porcentaje de mezcla, fijado por ley, permite reducir la cantidad de diésel importado, disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero, agrega valor a la cadena de la soja, y genera empleo y desarrollo regional.
La Resolución 963/2023 estableció un mecanismo objetivo para la determinación del precio de comercialización con el fin de evitar que este sea fijado arbitrariamente por el funcionario de turno; quien antes podía establecer un precio excesivamente alto para beneficiar al sector, o absurdamente bajo para perjudicarlo. Naturalmente, la implementación de una fórmula objetiva y la eliminación de la discrecionalidad fueron muy bien recibidas por la industria, que —como todas— necesita previsibilidad para funcionar.
Con el cambio de gobierno y la llegada de Javier Milei a la Presidencia, Luis Caputo al Ministerio de Economía y Eduardo Rodríguez Chirillo a la Secretaría de Energía, el Poder Ejecutivo respetó la fórmula hasta julio de 2024. Sin embargo, desde el nombramiento de María Tettamanti como nueva secretaria, y con Daniel Gonzalezcomo secretario coordinador de Energía y Minería, se volvió a fijar precios de manera arbitraria, sin método ni justificación, y siempre por debajo de los costos de producción.
Quiero detenerme en este punto porque considero importante que los lectores comprendan claramente cómo funciona la fórmula de fijación de precios, elaborada por profesionales de trayectoria en la Secretaría. En ella se incorporan el costo del aceite de soja (que representa el 80 % del total), el metanol (comercializado principalmente por YPF), el costo laboral (medido por el Índice de Salarios del Sector Privado del INDEC) y el resto de los costos, principalmente la energía (según el Índice de Precios Mayoristas del INDEC). A este cálculo se le suma un 3 % de rentabilidad, lo que determina el precio de comercialización.
No obstante, pese a la transparencia de este mecanismo, la Secretaría continúa manipulando arbitrariamente los precios, poniendo en riesgo a todo el complejo pyme productor de biodiésel. Alguien desprevenido podría pensar que esta represión de precios busca contener los valores en los surtidores, pero en realidad, mientras se mantiene pisado el precio del biodiésel, se liberó el del diésel.
Así, las petroleras llevaron el precio del diésel en los surtidores a paridad de importación —o incluso superior—, a pesar de que YPF reconoce que el costo de extracción en Vaca Muerta es la mitad del valor internacional del crudo. Al mismo tiempo, pagaron por el biodiésel un precio inferior al que marca la Ley. Por este motivo, entre julio de 2024 y abril de 2025, la industria debió otorgar una «subvención» forzosa a las petroleras por un total estimado de 67,9 millones de dólares, suma correspondiente a los ingresos que los productores dejaron de percibir.
Entre diciembre de 2023 y marzo de 2025, si se hubiera aplicado correctamente la fórmula del artículo 3° de la Resolución 963/2023, el precio del biodiésel habría registrado un incremento del 75 %. Sin embargo, invocando el artículo 5° de dicha resolución, la Secretaría optó por ignorar la fórmula, autorizando aumentos muy superiores para el gasoil fósil de producción nacional en el mismo período.
De hecho, el gasoil fósil utilizado para el Gas Oil Grado 2 aumentó un 87%, y el destinado al Gas Oil Grado 3, un 81%. Para el biodiésel, en cambio, sólo se autorizó un incremento del 61%.
Esta disparidad representa una grosera violación de la garantía constitucional de igualdad, ya que, ante circunstancias idénticas —la necesidad de evitar aumentos en el precio final del gasoil al consumidor—, la Secretaría permitió subas mucho mayores en el gasoil fósil en desmedro del biodiésel, cuya incidencia en el precio final es ínfima.
Pese a los reiterados pedidos formales de cumplimiento de la ley, las explicaciones técnicas brindadas a la Secretaría de Energía y las advertencias sobre las graves consecuencias para el sector, no hemos recibido aún una explicación lógica. Es paradójico que un gobierno que supuestamente viene a respetar la seguridad jurídica, sea el primero en violarla fijando precios de manera arbitraria, sin criterio objetivo y a sola firma de los funcionarios de turno.
*Director Ejecutivo de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB).
La industria de las energías renovables en Perú vive un momento de auge, impulsado por un régimen de promoción y cambios normativos que resulta especialmente atractivo para el capital privado. Así lo aseguraPedro Antonio Morales, abogado especializado en energía y desarrollo de proyectos energéticos,asociado senior de Miranda & Amado, quien a su vez advierte que ese incentivo ha generado un crecimiento acelerado no planificado que comienza a tensionar al sistema.
Actualmente, hay 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados con una capacidad promedio de 180 MW cada uno, que suman 10.000 MW de posible nueva oferta. 620 MW ya cuenta con concesión otorgada, mientras que la demanda actual del país alcanza los 7.000 MW aproximadamente. Estas cifras preocupan al operador del sistema, ya que, según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación.
Y apunta a que esta situación derivará inevitablemente en escenarios de vertimiento energético RER. “Si el inversionista proyecta ingresos, flujos financieros, sustentado en la inyección del 100% de la producción, estos flujos se verán afectados si el proyecto se conecta en un punto en donde existe congestión en la red para exportar la energía, estando obligado por decisiones operativas a no poder inyectar ese 100% que su modelo económico requiere”, analiza.
En ese sentido, el abogado advierte que si no se planifica correctamente e implementan ajustes técnicos y regulatorios urgentes, el sistema podría enfrentar situaciones críticas que perjudican a todos los agentes (tanto a los generadores como a los clientes).
“Hoy en día pienso que podría ser riesgoso para el sistema la inclusión de un número importante de generación RER sin una planificación y adecuación de la red. Ese régimen de promoción tan bueno está haciendo que haya muchas renovables sin una planificación adecuada, lo que al final puede poner en default al sistema”, sostiene.
El especialista destaca que, desde la perspectiva de un inversor, Perú es un destino altamente competitivo para el desarrollo de energías renovables debido a su régimen de promoción y a sus recursos. La normativa vigente garantiza a las tecnologías limpias un lugar prioritario en el despacho de energía, al considerar su costo variable como “0”.
Además, las subastas RER permitieron a los generadores cerrar PPA con el estado peruano con ingresos asegurados, lo que fomentó la bancabilidad de los proyectos. Según Morales, hoy los contratos se cierran en el mercado libre a precios que oscilan entre 40 y 45 dólares por megawatt-hora. “Las RER ya compiten con térmicas e hidroeléctricas y no dependen tanto de este régimen de subastas”, señala.
A inicios de este año, se publicó un cambio normativo clave que refuerza la flexibilidad comercial de las renovables. Se modificó la Ley 28832, lo que permitió separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme. Antes, los proyectos renovables sólo podían vender la energía firme asociada a la potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes.
Hoy, eso ya no es así. “Ahora ya se puede comercializar potencia y energía de manera disgregada, disociada, de manera independiente, y eso ayuda mucho a la generación renovable”, explica Morales. Este cambio normativo resulta especialmente relevante para tecnologías como la solar, que si bien no cuentan con potencia firme en el horario de máxima demanda (de 18 a 23 horas), sí tienen energía firme que pueden comercializar en bloques horarios.
Sin embargo, mientras el mercado ofrece oportunidades, la infraestructura eléctrica y la demanda crecen a un ritmo más lento. Morales advierte que la expansión actual responde más a señales del mercado que a políticas activas del Estado.
El sector minero, principal consumidor de energía en Perú, no tiene hoy exigencias regulatorias que le obliguen a incorporar un porcentaje mínimo de renovables en su matriz de abastecimiento. Las decisiones de contratar energía verde dependen exclusivamente de estrategias corporativas vinculadas a la sostenibilidad y la transición energética.
“En el Perú hay libertad de contratación para las empresas y libertad en la forma cómo deben llevar sus actividades comerciales, no se puede imponer a los privados el uso de un tipo de tecnología para el suministro eléctrico a sus operaciones”, aclara Morales.
Frente a este escenario, surge el debate sobre herramientas complementarias para mitigar los riesgos de inestabilidad en el sistema. El almacenamiento energético es una de las alternativas más discutidas, aunque su adopción aún es limitada debido a los altos costos. Algunas centrales térmicas ya han comenzado a incorporar baterías, pero no existe una regulación que lo exija de manera generalizada.
Otros aspectos vinculados a la gestión moderna de la red, como los smart grids o el peak shaving, también forman parte de la discusión técnica en el sector eléctrico peruano, aunque todavía no han sido formalmente incorporados al marco regulatorio.
En ese marco, el Congreso discute la posibilidad de elevar la participación obligatoria de renovables en la matriz energética del 5% al 20%.“Hoy en día no se podría implementar”, advierte el abogado de Miranda y Asociados, quien insiste en que la expansión renovable debe estar acompañada de una planificación adecuada para evitar riesgos operativos.
El próximo paso regulatorio, según Morales, debería ser la adecuación del sistema a la inyección renovable. Esto implicaría, entre otros aspectos, que el operador del sistema tenga las facultades para establecer criterios o requisitos técnicos idóneos para los nuevos proyectos, adaptados a la coyuntura actual de la red. “Esto no debe interpretarse como una traba, sino como una necesidad para asegurar la seguridad operativa y proteger la inversión de los propios desarrolladores y de sus clientes”, concluye.
La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL).
Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG.
La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada.
Se trata del primer acuerdo de suministro de GNL a largo plazo de Eni desde EEUU, y marca un paso clave en la estrategia de la empresa italiana de expandir y diversificar su presencia global en el mercado del GNL.
Con el objetivo de promover una mirada federal sobre los desafíos y oportunidades del sector energético argentino, la Comisión Directiva del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME) eligió a Mendoza como sede de su reunión de directorio.
La apertura del encuentro, celebrado en las oficinas de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien destacó el valor de descentralizar la agenda energética nacional.
“Esta visita reafirma la necesidad de una mirada federal para dimensionar la realidad energética del país. Emesa es el brazo ejecutor de la política energética mendocina, y contar con una empresa sólida, con proyectos innovadores y con equilibrio económico, nos permite avanzar de forma estratégica en una transición energética real y sostenible”, afirmó.
Participaron en esta reunión Ignacio Millán, presidente del CACME y representante de YPF; Graciela Misa, secretaria, de EDET; Gustavo Rodríguez y Jorge Vugdelija, miembros de la Comisión Revisora de Cuentas; Federico Mancuso, gerente de Asuntos Públicos Downstream de YPF; Juan José Mitjans, director ejecutivo del CACME; y los representantes mendocinos: Mauricio Pinti Clop, gerente general de Emesa y vocal titular del CACME, y Gerardo Rabinovich, presidente de Emesa y vocal suplente del CACME.
Como parte de la jornada, el director de Emesa y exsecretario de Energía de la Nación Daniel Montamat brindó la conferencia “Las tendencias relevantes del futuro energético”. Se trató de una mirada estratégica sobre la matriz energética nacional, la transición a fuentes limpias y la importancia de las inversiones en infraestructura para permitir la exportación de energía.
Luego se desarrolló la reunión de la Comisión Directiva, con un temario centrado en las novedades del Consejo Mundial de la Energía (WEC), las actualizaciones del Programa de Líderes del Futuro Energético (PFLE) y la situación de los socios del comité.
“Es un orgullo que el CACME sesione en Mendoza por primera vez”, afirmó Pinti Clop. “Esta visita permite visibilizar el trabajo técnico y los proyectos sostenibles que impulsamos desde Emesa y fortalece el diálogo estratégico entre los principales actores del sector”.
El rol de la infraestructura en la transición energética
Durante el encuentro, la ministra Latorre remarcó uno de los principales desafíos de la región: la necesidad de contar con infraestructura de transporte energético para viabilizar la generación y comercialización internacional de energía.
“El gran cuello de botella en América Latina y también en Argentina es la falta de infraestructura para evacuar la energía generada. Podemos tener grandes recursos, pero si no contamos con líneas de transporte y sistemas integrados, difícilmente podamos aprovecharlos. Mendoza trabaja fuertemente para cambiar eso”, señaló.
Un ejemplo de esto es la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que Mendoza puso en funcionamiento en 2024 para dar previsibilidad al sistema en todo Cuyo. Se trata de un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV que aporta estabilidad a la red y permite que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías limpias, como la solar, con líneas de transporte confiables.
Latorre también se refirió a las próximas licitaciones de concesiones hidroeléctricas en Mendoza y a la importancia de seguir promoviendo inversiones privadas en energías renovables, particularmente en solar fotovoltaica, como parte del cambio estructural en la matriz energética provincial.
Una mirada internacional desde el CACME
Por su parte, Ignacio Millán, presidente del CACME, valoró el potencial energético de la provincia y su diversidad de fuentes: “Mendoza representa un modelo muy interesante desde el punto de vista energético, con generación térmica, renovable, refinería y campos maduros. Su aporte a la matriz nacional es clave. Desde el CACME, nos entusiasma proyectar esa visión a escala internacional”.
Millán también confirmó la participación del Comité en Energy Week Panamá 2025 y anticipó la necesidad de una fuerte representación argentina en el próximo Congreso Mundial de la Energía, que se celebrará en Río de Janeiro en 2026.
Una alianza entre CONUAR y la Universidad Nacional de Hurlingham (UNAHUR) promete avanzar en la utilización de la manufactura aditiva en la industria nuclear argentina. La empresa fabricante de componentes y elementos combustibles nucleares está explorando la utilización de técnicas de impresión 3D en la fabricación de piezas para centrales nucleares.
Para esto contará con el apoyo de la UNAHUR, que gracias a la adquisición de una potente máquina impresora está apostando por una tecnología de manufactura aditiva metálica poco explotada en el país y que despertó el interés de CONUAR e incluso entre proveedores de la industria petrolera, según indicaron desde la universidad en un diálogo con EconoJournal.
CONUAR y la UNAHUR firmaron en junio un convenio marco para llevar adelante un proyecto de investigación aplicada en impresión 3D. La empresa subrayó que la iniciativa “representa un hito en la transferencia tecnológica entre el ámbito académico y el sector industrial, y se orienta al desarrollo y validación de aplicaciones avanzadas para componentes críticos del sector nuclear”.
En concreto, el proyecto permitirá a las partes consolidar su conocimiento y dominio de la manufactura aditiva metálica mediante la tecnología de deposición metálica por laser (LMD por sus siglas en inglés).
Para esto, el Laboratorio de Investigación Aplicada para el Trabajo y la Producción (LIAPT) de la UNAHUR cuenta con un moderno equipo Meltio Engine de impresión por LMD, que requirió de una inversión pública de cientos de miles de dólares.
Apuesta por la LMD
El universo de la manufactura aditiva está compuesto de distintas vertientes tecnológicas. Una es la fusión selectiva por láser o SLM, uno de los métodos más difundidos en el país y el mundo. En contraste, el recorrido de las instituciones públicas y privadas argentinas en LMD es más reciente. En ese sentido, la UNAHUR busca colocarse a la vanguardia de las instituciones públicas con capacidades de brindar servicios de impresión en LMD al sector privado.
“Como universidad nueva sabíamos que teníamos un poco que empezar a competir y hacer un recorrido de confiabilidad. Esta compra es estratégica porque nos posicionó a la vanguardia, es una tecnología que otras instituciones no tienen desarrollada con esta capacidad de impresión y de acceso público para desarrollo e investigación”, explicó Mercedes Durán, doctoranda de FIUBA-CONICET y coordinadora del área experimental de la Instalación Experimental de Tecnologías de la Fabricación del LIAPT.
La incorporación del equipo Meltio Engine tiene origen en una convocatoria de 2023 del programa federal Equipar Ciencia del ex Ministerio de Ciencia y Tecnología. Cada institución podía solicitar fondos con un tope máximo de un millón de dólares por equipo. La UNAHUR aplicó al programa para financiar la compra de un equipo Meltio Engine, que requirió un desembolso de aproximadamente 400.000 dólares.
La máquina en cuestión es un cabezal robótico Hyundai compuesto de seis láseres de fibra óptica de 200 W de potencia cada uno. El equipo cuenta con un séptimo eje de impresión que le confiere una gran rango de movimiento y flexibilidad para imprimir piezas de hasta 500 kg.
El insumo de impresión en la LMD son bobinas de alambres de distintos materiales. “La SLM es muy buena pero tiene limitaciones con la materia prima. Con la LMD no hay, podemos comprar bobinas de alambre de soldadura del material que queramos. Algunos materiales como cobre no podemos imprimir, pero aleaciones de aluminio podemos todas. Incluso podemos imprimir con doble alambre”, añadió.
El equipo Meltio está operativo desde mediados del 2024, aunque su operación requiere de una curva de aprendizaje que se está cumpliendo. “Actualmente estamos haciendo impresiones con acero a 800 W. Aluminio todavía no probamos, pero en breve vamos a empezar con inconel, que es para uso aeroespacial y nuclear”, contó Durán sobre los pasos a seguir.
Sucede que la impresión de componentes complejos conlleva el desarrollo de estrategias de impresión. “Imprimir no es tan fácil, tenemos un software que viene con el equipo, hay varias estrategias que hacen la diferencia. Por ejemplo, cuando se pone el modelado 3D en el software se puede jugar con el sentido de la impresión y variar las propiedades mecánicas de la pieza”, explicó.
Manufactura aditiva en el sector nuclear
La industria nuclear es uno de los sectores industriales que más activamente está incorporando la manufactura aditiva en la fabricación de componentes. Gigantes de la industria como Westinghouse o Rosatom ya están probando en centrales nucleares componentes fabricados con métodos aditivos. En la Argentina, CONUAR esta por incorporar un equipo SLM para incursionar en las tecnologías de fabricación aditiva.
La coordinadora del LIAPT observó cuáles son las ventajas de la manufactura aditiva. “Ninguna tecnología aditiva viene a reemplazar la sustrativa, que sería el otro método, sino que son complementarias. Hay piezas que será más convenientes hacerlas con la aditiva y otras con los métodos tradicionales. La manufactura aditiva, independientemente del proceso utilizado, es para hacer piezas complejas, de baja escala y gastando el menor material posible. Por ejemplo, hay componentes hechos de materiales muy caros porque son específicos para el área nuclear, entonces tal vez el desperdicio de viruta es un montón. Pero con la LMD podes llegar a la forma deseada y gastando menos”, evaluó.
Como la impresión 3D no se inventó pensando en la industria nuclear, las técnicas de fabricación se están adaptando a las necesidades del sector. Mientras que las organizaciones industriales de normalización están elaborando normas para la impresión 3D en otras industrias, todavía se está trabajando en las del sector nuclear.
En ese sentido, el Organismo Internacional de la Energía Atómica lanzó en 2022 la Iniciativa de Armonización y Normalización Nuclear (NHSI), centrada en facilitar el despliegue de reactores nucleares avanzados y pequeños reactores modulares (SMR). La NHSI busca armonizar los enfoques regulatorios y desarrollar enfoques industriales más estandarizados, incluyendo enfoques comunes para los códigos nucleares y normas aplicables a la manufactura aditiva de SMR.
Pero la nuclear no es la única industria interesada en los servicios que instituciones como la UNAHUR pueden brindar en materia de manufactura aditiva. “Tenemos el interés de VENG y CONUAR. También tenemos muchas consultas del oil and gas, para la fabricación de bridas o recarges y reparacion de piezas. A todos les interesa la tecnología y tenemos mucho acompañamiento de las empresas en esta curva de aprendizaje que estamos haciendo”, concluyó Durán.
La Sección de Autoconsumo de APPA Renovables ha reelegido a Jon Macías, Director Comercial y de Marketing de Edison Next Spain, para un segundo mandato de cuatro años al frente de APPA Autoconsumo.
Durante su primer mandato, el sector ha sido testigo de la máxima etapa de desarrollo de esta tecnología, con más de 6 GW de Autoconsumo instalados en los últimos cuatro años. El reto futuro será el impulso del autoconsumo colectivo, la integración del almacenamiento y responder a la necesidad de las industrias de conseguir mayor resiliencia gracias a estas instalaciones.
Un sector que debe reactivarse para alcanzar las metas
En 2024, por primera vez se redujo la instalación de potencia anual hasta situarse por debajo del ritmo necesario para alcanzar las metas de 19 GW para 2030. Según la última edición del Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico (enlace), los 1.431 MW instalados en 2024 no servirían para alcanzar las metas.
“Contamos con un sector comprometido y experto, que ha demostrado que podemos mantener un ritmo instalador superior a los 2 GW anuales, sin embargo, debemos hacer un esfuerzo por trasmitir a la sociedad los ahorros que supone la combinación de Autoconsumo y electrificación”, ha explicado Jon Macías.
Macías, que ha sido elegido Presidente por un segundo y último mandato hasta 2029, liderará la Sección de Autoconsumo hasta casi la finalización del PNIEC: “No se trata de si alcanzamos esos 19 GW en 2030 o en 2032, si no de que el sector se consolide en nuestro país como una vía para que los hogares se beneficien de los ahorros y las industrias sean más competitivas. El Autoconsumo en España, con las horas de sol que tenemos, es una autopista hacia la competitividad empresarial”, aclaró el presidente de APPA Autoconsumo.
El almacenamiento, un nuevo impulso para el Autoconsumo
“Lo que estamos viendo desde el sector, y nos transmiten las más de 100 empresas asociadas a APPA Autoconsumo, es que el interés por el autoconsumo con almacenamiento, se ha reactivado. Las empresas quieren dotarse de mayor resiliencia ante posibles fallos en la red”, ha compartido Macías.
Tras el cero energético del 28 de abril, muchas industrias han decidido reforzar su independencia energética. “Cuando una industria instala Autoconsumo y almacenamiento, al año está pidiendo aumentar su inversión porque ve que se rentabiliza. Con los cálculos del año pasado, que el mercado estaba más barato, un Autoconsumo residencial se pagaba con los ahorros en ocho años y uno industrial en menos de siete. Con los precios de este año, el retorno de la inversión se consigue en un tiempo aún menor. Esto lo tenemos que explicar a la sociedad y hacer posible la financiación y el acceso a estas soluciones”, ha concluido Jon Macías.
Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global.
“La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa.
Abastecimiento
“Este logro es el resultado del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestra misión de acompañar a la industria en su camino hacia el crecimiento sostenible. Agradecemos la confianza depositada y renovamos nuestro compromiso de seguir aportando valor a través de soluciones confiables y de alta calidad”, destacaron desde la firma.
La adjudicación en el proyecto VMOS para Valbol no solo refuerza la posición de la compañía en el sector energético, sino que también refleja la solidez del trabajo colaborativo y avance tecnológico, remarcaron.
“Este importante logro no habría sido posible sin la sinergia y el compromiso de todas nuestras áreas: Comercial, Compras, Ingeniería y Planta. Cada equipo, desde su rol, aportó su experiencia, esfuerzo y visión para alcanzar este hito que hoy celebramos con orgullo”, concluyeron desde la empresa.
La generación eléctrica en América Latina y el Caribe alcanzó en marzo de 2025 los 165 TWh, el volumen más alto registrado en los últimos 12 meses, según el último Reporte de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
La cifra representa un incremento del 5 % interanual respecto a marzo de 2024 y del 8 % mensual en comparación con febrero de este año.
Según detalla el reporte, las fuentes de generación energéticas predominantes en marzo último fueron: hidroeléctrica (47.1 %) y gas natural (27.4 %), energía eólica (6.4 %), solar (6.3 %), petróleo y sus derivados (5.2 %), nuclear (2.4 %), carbón mineral (2.7 %), bioenergía (2.0 %), y geotermia que representó un 0.5 por ciento.
Un aspecto sobresaliente fue el notable avance experimentado por la energía solar, que creció 53 % respecto al mes anterior.
En cuanto a la tasa de renovabilidad energética, siete países miembros de OLADE presentan tasas de renovabilidad superiores al 75 %, con Paraguay con casi 100 % renovable y luego Costa Rica, Brasil, Uruguay, Venezuela, Colombia, y Belice.
Los datos presentados provienen de sieLAC, Sistema de Información Energética Regional desarrollado por OLADE.
Ver Reporte en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/julio-2025-reporte-n-4-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) dio a conocer la actualización del Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural que establece las condiciones, procedimientos y requisitos para las instalaciones de este tipo de actividad, sean fijas o móviles, lo que da un contexto normativo a las distintas posibilidades de negocio para el GNL y el GNC de pequeña escala. La norma es una actualización de lo publicado en 2019, pero que no tuvo una aplicación práctica.
En un nuevo contexto de la industria con el desarrollo que se anticipa de actividades vinculadas a la producción y comercialización de GNL, el mercado requería de especificaciones que ahora se establecen como los requisitos para la inscripción como almacenador, la presentación de instalaciones, las funciones del Responsable Técnico de Almacenaje, la cobertura de seguros, y un modelo de inscripción en el Registro de Almacenaje de Gas Natural (RAGNar).
Previo a su publicación, la norma fue presentada en un workshop realizado en la sede de Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) con participantes de toda la cadena de valor del gas vinculada al transporte y almacenamiento, de donde surgieron observaciones que, se asegura, serán motivo de posibles nuevas actualizaciones para incorporarlas.
El desarrollo del mercado local
Uno de los asistentes al encuentro resaltó que este marco normativo facilita el desarrollo, en particular, de la distribución a baja escala del GNL. Se trata de alternativas como la instalación de surtidores y estaciones de servicio para transporte, el abastecimiento de industrias y de localidades aisladas, cualquier desarrollo productivo desconectado de la red, generadoras de electricidad, hasta la provisión de ese combustible a embarcaciones costas afuera.
El Reglamento establece las categorías del almacenador fijo o móvil.
Pero el Enargas también comenzará a analizar, por delegación de la Secretaría de Energía, la normativa técnica y de seguridad para las operaciones offshore de exportación, como lo son los tres proyectos en marcha del Argentina LNG que llevan adelante una decena de empresas locales y socios internacionales para el aprovechamiento de los recursos gasíferos de Vaca Muerta a través de buques licuefactores que llegarán a las costas de Río Negro, a partir de 2027.
Así, en términos generales, el alcance del reglamento abarca el almacenaje de gas fijo y móvil -incluyendo inyección, depósito y retiro de gas, ya sea propio o para terceros-, tanques o equipos de GNL (Gas Natural Licuado), GNC (Gas Natural Comprimido), GNP (Gas Natural a Presión), plantas de carga y descarga a granel, estaciones portátiles y transporte de módulos de almacenaje móvil, entre otros dispositivos.
Además, aborda las opciones de almacenamientos subterráneos de gas natural e incluye el almacenamiento vinculado al upstream, pero sólo en los casos en que tienen vinculación con los sistemas de transporte de la red regulada por el Enargas. Esto generó observaciones de alguno de los presentes en el workshop, no sólo por ser sujeto de regulación del Enargas, sino por considerar que su supuesta ambigüedad limita la potestad del operador en la gestión del negocio y deja abierta la posibilidad de una mayor intromisión del Estado.
Categorías, alcances y exclusiones
La reglamentación dispone también un régimen de sanciones ante la verificación de incumplimientos que podrán significar apercibimientos, multas o la baja del registro, además de implementar nuevas tasas de inscripción y una Tasa de Fiscalización y Control, y el tipo de seguros obligatorios para las distintas instalaciones.
En el reglamento se establecen y delimitan las categorías de Almacenador de GNC/GNP que opera instalaciones fijas y móviles; el Mini Almacenador de GNL con capacidad en cada instalación de hasta 15.000 m3; el Gran Almacenador de GNL con una capacidad superior a esos 15.000 m3, y Almacenador subterráneo, ya sea en yacimientos depletados, cavernas de sal, acuíferos o coal bed methane, lo cual se asegura resulta representativo para un amplio espectro del negocio.
El Enargas también adecuará la normativa a los proyectos offshore de exportación
Entre las exclusiones de la norma se destacan los equipos de GNC en vehículos, estaciones de expendio de gas natural vehicular, instalaciones fijas de almacenamiento de usuarios no residenciales conectados a sistemas de transporte o distribución (sujetas a reglamentación específica), almacenamiento realizado por licenciatarias de transporte/distribución para asegurar el suministro de servicios no interrumpibles, ni instalaciones de almacenaje destinadas a la producción en yacimientos de hidrocarburos o subterráneos para uso propio en áreas de concesión.
La normativa consolida el funcionamiento del Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (RAGNar), de inscripción obligatoria a cargo del Enargas; y las figuras de Responsable Técnico de Almacenaje (RTA) y de lo Organismo de Certificación (OC) acreditado por el regulador para certificar el cumplimiento de normas.
Además de delimitar las responsabilidades en los casos de usuarios aislados o conectados a la red, también establece los requisitos de inscripción para quienes ya prestan el servicio de almacenaje fijo o móvil, además de explicitar que las licenciatarias de transporte y distribución también pueden ofrecer esa prestación por cuenta propia o de terceros.
Con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta clave para fomentar la actividad, la Argentina se prepara para recibir uno de los proyectos mineros más ambiciosos de las últimas décadas: el Proyecto Vicuña. Este emprendimiento, liderado por Lundin Mining y BHP, promete transformar no solo la matriz exportadora argentina, sino también su mapa laboral y energético.
Según proyecciones, Vicuña podría generar hasta 200.000 empleos directos e indirectos hacia 2032 y exportaciones por más de 12.000 millones de dólares anuales, lo que triplicaría los niveles actuales del sector. En paralelo, se espera que atraiga inversiones por más de 33.000 millones de dólares en casi 70 proyectos mineros, con la provincia de San Juan como epicentro.
Para acompañar tamaño crecimiento favorecido por el RIGI, el abastecimiento energético se vuelve un factor crítico. Es por esto que Aggreko, compañía dedicada a las soluciones modulares de generación de energía y control de temperatura, se ha fijado como obejtivo poder ser un socio estratégico para impulsar este tipo de iniciativas.
Actividad y abastecimiento energético
«La minería de gran escala requiere soluciones de suministro confiables, eficientes y adaptadas a contextos extremos. En lugares como la cordillera o el Triángulo del Litio, los retos logísticos y técnicos son significativos, pero también lo es el potencial de transformación regional», señaló Lucía Mejuto, Business Development Manager de Aggreko.
Ante este escenario, Aggreko ofrece sistemas híbridos que combinan fuentes renovables, almacenamiento inteligente y tecnologías de generación confiables y de rápida implementación. “Estas soluciones están diseñadas para operar en condiciones exigentes, como la altura, con bajo consumo energético, monitoreo remoto y mantenimiento predictivo. Gracias a esta combinación tecnológica, se garantiza la continuidad operativa de los yacimientos, al tiempo que se optimizan los costos y se minimiza el impacto Ambiental”, destacaron desde la firma.
A su vez, Mejuto precisó: «La energía es un habilitador clave para el desarrollo regional. Diseñar sistemas que se adapten al entorno y aseguren la escalabilidad del proyecto es parte de nuestra misión. Acompañar el crecimiento del cobre argentino es también una forma de contribuir al futuro energético del país».
En el vibrante ecosistema empresarial de la Patagonia, Marita Rabert se ha consolidado como una consultora referente. Con Energy Transformer, su firma, va más allá de lo convencional, enfocándose en la energía vital de las organizaciones para convertirlas en resultados tangibles. En esta entrevista, Marita nos revela la inspiración detrás de Energy Transformer y cómo su enfoque innovador logra transformar la visión en acción, impulsando a empresas y líderes a alcanzar su máximo potencial. Descubre la clave de su éxito en el sur argentino. El Origen y la Filosofía Marita, cuéntanos, ¿qué te inspiró a crear Energy Transformer? ¿Hubo un […]
Vaca Muerta es un activo global que puede satisfacer la demanda mundial y nuestro trabajo consiste en hacerlo realidad, sostiene el presidente del coloso anglo holandés. Sobran los ejemplos en la actualidad y a lo largo de estos 80 años que conmemora el diario Clarín, de creaciones y talentos argentinos triunfando en el mundo. Lo vemos, y lo celebramos con frecuencia, en los deportes, la música, el cine o la literatura. Y tenemos también ahora esa oportunidad en algunos sectores económicos estratégicos, como la energía. Gracias a Vaca Muerta, el petróleo y el gas argentino tienen la oportunidad de insertarse […]
Para el CEO de Phoenix Global Resources el gobierno de Javier Milei tomó el camino correcto, pero para la llegada de mayores inversiones hace falta “desactivar el cepo” y hay que asegurar “que nadie cambie las reglas del juego, por más mínimas que sean”. Cuando en 1931 el geólogo y paleontólogo estadounidense, Charles Edwin Weaver, le daba el nombre de Vaca Muerta a la formación sedimentaria de la Patagonia, no se pensaba en el gas o el petróleo no convencional y menos en que la Argentina se podía convertir en un jugador de peso en la industria de ese sector. […]
Ricardo Markous sostiene que el momento es ahora. Tecpetrol desarrolló Fortín de Piedra, la principal productora de gas del país que equivale al 75% del gas que produce Bolivia. En un mercado energético en transformación, tenemos la responsabilidad de desarrollar los recursos de gas y petróleo de Vaca Muerta, un auténtico game changer para Argentina y una variable clave que puede contribuir decisivamente a la recuperación de divisas. Durante 2024, el país alcanzó un superávit energético de US$ 5.700 millones, con una proyección superior a los US$ 7.000 millones para 2025, y si se avanza en los proyectos de licuefacción […]
El nuevo centro busca reforzar el abastecimiento y los servicios clave para las empresas que operan en Vaca Muerta, con soluciones logísticas de alta tecnología, seguridad 24 horas y capacidad para tránsito pesado. Alberta, la empresa del Grupo Blancoamor dedicada a abastecer con productos y servicios a las compañías que se instalan en Vaca Muerta, comenzó a construir un tercer parque logístico, llamado Alberta III, en la Ruta del Petróleo, próxima a Vaca Muerta. El proyecto, que ya comenzó a implementarse, demandará una inversión total estimada de 2,8 millones de dólares. Ubicado cerca de las rutas principales que conectan Añelo […]
Vista Energy es el principal productor independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo de Argentina. Produce aproximadamente 120.000 barriles diarios, de los cuales casi el 60% se exporta a distintas partes del mundo. Creada en 2017 a través de un SPAC (Special Purpose Acquisition Company) en México, y tras su debut en la Bolsa de Nueva York en 2019, el valor de la acción más que se quintuplicó. Ese crecimiento refleja la confianza del mercado en el historial de cumplimiento de objetivos estratégicos de la compañía y en su capacidad para generar valor para los accionistas. Vista tiene […]
La compañía ejecuta una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar los 45.000 barriles por día. Pampa Energía avanza en uno de los desarrollos de petróleo no convencional más relevantes de la Argentina. Se trata de Rincón de Aranda, un bloque de 240 km² ubicado en el corazón de la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén. Con una inversión total estimada en 1.500 millones de dólares hasta 2027, la compañía proyecta multiplicar por diez su producción de 2024, alcanzar los 45.000 barriles diarios y destinar el […]
Se trata del mayor hallazgo de cobre de los últimos 30 años. Según expertos, dicha iniciativa podría generar exportaciones anuales por hasta 12.000 millones de dólares, triplicando los niveles actuales. Con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta clave para fomentar la actividad, Argentina se prepara para recibir uno de los proyectos mineros más ambiciosos de las últimas décadas: el Proyecto Vicuña. Este emprendimiento, liderado por Lundin Mining y BHP, promete transformar no solo la matriz exportadora argentina, sino también su mapa laboral y energético. Según proyecciones, Vicuña podría generar hasta 200.000 empleos directos e indirectos […]
Se aproxima una nueva incursión de empresas petroleras frente a la costa del sudeste bonaerense en procura de un intento más hacia la búsqueda de hidrocarburos bajo el mar. Se pudo conocer que está en curso el desarrollo de un estudio ambiental que sería paso previo exigió para la siguiente etapa, que sería la de realizar un pozo exploratorio. Esa experiencia ya se hizo en otra zona, también frente a las costas de la provincia y a casi 300 millas de suelo firme. Los resultados no fueron los esperados, aunque los responsables del operativo advirtieron que no significaba que en […]
Los drones ya son parte del paisaje diario en la Cuenca Neuquina, la puerta de entrada a la inteligencia artificial y la internet de las cosas como aliados operativos de varias empresas. La robótica evolucionó más allá de la automatización de procesos, y en el sector energético, su impacto está redefiniendo no solo la eficiencia operativa, sino también la seguridad y la sostenibilidad. Desde la exploración y extracción hasta la distribución y mantenimiento de activos, la integración de robots e inteligencia artificial marca una nueva era en la gestión de la energía, tal como se viene experimentando en el día […]
Como parte de su estrategia de crecimiento en América Latina y de fortalecimiento de sus servicios, Sulzer, la compañía dedicada a las aplicaciones críticas para infraestructuras esenciales y procesos industriales a gran escala, ha expandido su presencia en la Argentina con la apertura de una tercera instalación en el país. Además de su centro de servicios de campo en La Plata y su oficina principal en el corazón de la Ciudad de Buenos Aires, Sulzer inauguró recientemente un nuevo centro de servicios para equipos rotativos en Ezeiza. Esta apertura busca atender a clientes de industrias clave como petróleo y gas, papel y celulosa, generación de energía, y alimentos y bebidas, según precisaron desde la firma.
“Este nuevo hito refuerza la presencia local de Sulzer y subraya su compromiso con el desarrollo de soluciones más amplias y eficientes para sus clientes en toda la región”, remarcaron.
Expansión
La nueva instalación ofrece un entorno de trabajo más avanzado, seguro y con mayor capacidad operativa, remarcaron. Además, Sulzer está ampliando sus capacidades de ingeniería para ofrecer a los operadores de bombas mejoras innovadoras en eficiencia energética, que reducen las emisiones mediante una menor demanda de consumo eléctrico en sus activos.
Gabriel Sakson, gerente general de Sulzer Argentina, aseguró: “La apertura de estas tres instalaciones en Argentina es una muestra concreta de nuestro compromiso con los clientes locales, a quienes brindamos soluciones industriales y de manufactura críticas, junto con un servicio inigualable. Estamos muy entusiasmados con este avance y con el crecimiento sostenido de nuestra compañía tanto en Argentina como en el resto de América Latina”.
Centro de servicios
El nuevo centro de servicios de turbomaquinaria y bombas en Ezeiza tiene una superficie de 2.600 m² y cuenta con áreas especialmente diseñadas para cada equipo. Ofrece capacidades integrales de reparación e ingeniería para rotores y componentes de turbomaquinaria, brindando soporte a clientes de toda la región.
La expansión en la Argentina se da en el marco de un crecimiento regional más amplio, que incluyó un aumento del 15% en su dotación de personal local. A esto se suma la capacidad de producción avanzada de la planta de Sulzer en Jundiaí, Brasil, que permite un acceso rápido a nuevas bombas para los sectores de energía, infraestructura, agua e industria.
“En un contexto en el que las industrias críticas impulsan nuestras sociedades y economías, la misión central de Sulzer es acompañar a esos sectores esenciales de los que dependen millones de personas cada día. Con la modernización de sus fábricas en Brasil, la ampliación de su capacidad industrial en Colombia y el crecimiento de su presencia comercial en Perú, Sulzer sigue generando nuevas oportunidades en toda América Latina”, expresaron desde la empresa.
A lo largo de sus 190 años de historia, Sulzer ha desarrollado una red global con 160 plantas de fabricación y centros de servicios. Como empresa dedicada a la producción de bombas y tecnologías químicas orientadas a la reducción de carbono, la compañía ofrece también soluciones integrales de ingeniería y servicios especializados para equipos rotativos.
El parque San Luis Norte cumplió un hito en el sector renovable al convertirse en el primer proyecto híbrido eólico y solar del país. Esta semana entró en operación la planta solar de 18 MW instalada en medio del parque eólico San Luis Norte de 112,5 MW, que fue inaugurado el año pasado. El parque híbrido, que completó una capacidad instalada de 130,5 MW, pertenece a PCR, la compañía especializada en petróleo y gas, energías renovables y cemento, y la empresa ArcelorMittal Acindar, productora de aceros largos en la Argentina.
Cammesa, la compañía que se encarga del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), habilitó la entrada en operación comercial del parque solar desde las 0 del 11 de julio para que comience a inyectar energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según la nota enviada este lunes por PCR a la Comisión Nacional de Valores (CNV). Son 35.000 paneles solares con trackers que les permiten orientarse según la dirección del sol.
Híbrido
El nuevoparque solar evacúa la generación a través de la infraestructura existente del parque eólico que opera hace un año, explicaron desde la compañía PCR a EconoJournal. Al ser híbrido, el parque en su conjunto puede capturar el recurso eólico y el solar reduciendo la intermitencia característica de las energías renovables. El Parque San Luis Norte tiene una capacidad instalada equivalente a más de un tercio del consumo de energía de la provincia.
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A. (Generación Eléctrica Argentina Renovable I), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del Parque Eólico y Solar San Luis Norte. El parque fotovoltaico demandó una inversión de alrededor de US$ 18 millones.
El parque híbrido abarca 1.500 hectáreas en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, provincia de San Luis. La energía renovable que genera el Parque San Luis Norte está destinadas a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos.
Proyectos
Las compañías están construyendo un nuevo parque eólico de 180 MW de potencia en Olavarría, provincia de Buenos Aires, y están llevando adelante obras en el sistema de transporte en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría con el objetivo de poder ampliar la capacidad de transmisión en el corredor de la Línea de Alta Tensión de 500 kv que une Bahía Blanca con la localidad bonaerense de Abasto.
PCR es una compañía con más de 100 años en el negocio petrolero en la Argentina, desde 1952 produce cemento y en 2016 desembarcó en la generación de energías renovables. En 2023 inauguró tres parques eólicos, uno en 2024 y, además de inaugurar la planta solar, en la actualidad está desarrollando nuevos proyectos de generación y transporte de electricidad. Opera casi 550 MW de generación eólica y solar y es una de las principales empresas de energía renovable del país.
Brasil encara una nueva licitación de áreas petrolíferas para el 22 de octubre. Ya se inscribieron 15 empresas, entre las habilitadas están petroleras globales como la estadounidense Chevron, la británica Shell, la francesa TotalEnergies, la noruega Equinor y la portuguesa Petrogal, así como las estatales Petrobras (Brasil), Ecopetrol (Colombia), Cnooc y Sinpec (China) y Qatar Energy (Qatar). También se suman compañías brasileñas privadas como 3R Petroleum, Prio Forte y Petronas.
La puja ofertará los derechos a explorar y explotar trece áreas en las cuencas marinas de Santos y Campos, en el horizonte petrolero del presal, que está ubicado en aguas muy profundas del océano Atlántico y que es conocido por su alto potencial de producción de crudo y gas.
En este modelo de subasta, las áreas licitadas están sujetas al régimen de producción compartida, en el que el Gobierno federal, como socio, tiene derecho a una parte del petróleo extraído. Este tipo de puja también otorga a la estatal brasileña Petrobras derechos preferentes para operar las áreas que le interesan, incluso si pierde la licitación frente a otras empresas o consorcios. El concurso lo ganarán las compañías que ofrezcan el mayor porcentaje del hidrocarburo extraído al Estado, algo que las interesadas tendrán que definir antes del 6 de agosto, fecha límite para que presenten las áreas de interés y las garantías de oferta.
Esta es la segunda subasta petrolera de este año luego de la realizada en junio pasado en la que Brasil licitó 34 áreas marítimas, de las cuales 19 en cercanías de la desembocadura del Amazonas, lo que desencadenó fuertes críticas de organizaciones ambientalistas.
La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió un alto interés del sector energético, dado que 14 empresas ofertaron 27 proyectos que totalizan exactamente 1346,9 MW de capacidad.
Esto significa que la oferta de potencia representa más del doble de los 500 MW adjudicables para sistemas BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur en el ámbito del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Energía Estratégica, medio de noticias internacional sobre energías renovables, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires durante la apertura de ofertas técnicas, de la que asistieron diversas autoridades de la Secretaria de Energía de la Nación y más de 70 empresarios del sector.
Tras la apertura de ofertas administrativas y técnicas, se reveló que las 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas).
Dichas compañías solicitaron una potencia mínima de 1182,5 MW, mientras que la máxima asciende a 1346,9 MW, repartidos en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, que deberán poder ser operados al menos 180 ciclos por año y las centrales deberán tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
La mayor parte de las ofertas se posicionaron para las redes de Edenor, siendo que dicha distribuida recibió el interés de 17 centrales BESS que suman 900 MW de potencia; mientras que para el ámbito de Edesur se presentaron 10 sistemas de baterías por 447 MW.
Desde el gobierno destacaron la cantidad de proyectos y potencia ofertada, a pesar que el proceso sufrió diversos vaivenes y contó con muchas dudas y consultas durante distintas etapas, hecho que hizo que la licitación se prorrogara hasta el martes 15 de julio.
A pesar de ello – y de que varios nodos quedaron sin propuestas – vieron con positivismo el interés por parte del sector privado para participar en la primera convocatoria pública nacional e internacional para sistemas de almacenamiento en baterías.
¿Cómo sigue el proceso?
Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.
Y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.
A continuación, Energía Estratégica trae el detalle de las ofertas administrativas y técnicas de la licitación AlmaGBA
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) avanza con una de las licitaciones más importantes de su historia: la contratación de 1.500 MW de potencia firme y energía asociada. El proceso es observado de cerca por todo el ecosistema energético de Honduras, pero su continuidad está sujeta al resultado de las elecciones generales programadas para el último domingo de noviembre de 2025.
Desde la óptica técnica, el proceso ha sido recibido positivamente por el sector privado, de manera que consideran que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica realiza un «muy buen trabajo» y que los generadores toman positivamente el proceso, en el que se busca sea totalmente transparente.
“Hubo reuniones toda la semana con las diferentes partes: ENEE, CREE, SNE, generadores y demás”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, uno de los elementos más sensibles que podrían modificar el curso de esta histórica licitación es el escenario político, ya que en noviembre habrá elecciones presidenciales.
«Si gana el mismo Gobierno, creo que la licitación será un éxito. Si cambia, todo dependerá de las ganas de la nueva administración de seguir adelante (o no) con la subasta”, alertaron.
La advertencia no es menor, considerando que el proceso ha sido trabajado con múltiples actores, y apunta a dotar al país de energía firme a través de proyectos renovables despachables, además de una mejora sustancial en términos de planificación y costos.
Lecciones aprendidas y desafíos en precios
La licitación actual también recoge aprendizajes de procesos anteriores tanto en Honduras como en otros países. Aunque no detalla los aspectos específicos, sugiere que la experiencia técnica acumulada está siendo considerada en cada fase del diseño del concurso.
Respecto a los precios que podrían surgir de esta convocatoria, el ejecutivo se mostró prudente y reconoció que «todo dependerá 100% de la oferta y competencia que exista».
Cabe recordar que el proceso tiene un componente técnico relevante: la estructuración regional de la oferta. Según lo establecido por la ENEE y difundido por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), la capacidad máxima de inyección se ha distribuido en nueve zonas geográficas, con límites que van desde los 15 MW en la zona 4 hasta los 300 MW en la zona 3, que incluye los departamentos de Atlántida, Colón, Yoro y parte de Olancho.
Este esquema responde a los estudios realizados por la empresa Manitoba Hydro International (MHI), que identificó cuellos de botella en la red y propuso límites según la infraestructura de transmisión disponible.
Un proceso que marca un quiebre
La ENEE apuesta a transformar el abastecimiento energético del país mediante un mecanismo competitivo que incorpore generación renovable firme y reduzca los costos de suministro. La apertura del concurso público internacional está contemplada para este segundo semestre, y ya genera expectativa entre inversores y generadores locales e internacionales.
La licitación, que será estructurada en bloques de potencia y energía, contempla la celebración de contratos de hasta 15 años, lo que permitirá amortizar inversiones a largo plazo y garantizar estabilidad financiera a los adjudicatarios.
Pese al sólido diseño técnico y al consenso multisectorial, la advertencia de los consultores como Quantum América es clara: la decisión política del próximo Gobierno será determinante para la continuidad del proceso.
“Lo vemos muy bien al proceso. Solo falta que no se frene por decisiones ajenas al sector técnico”, concluyeron fuentes cercanas al sector renovable de Honduras.
En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, uno de los encuentros clave del año para el sector energético en España y América Latina, IPROCEL expuso su estrategia para seguir posicionándose como un referente internacional en energías renovables y transición energética.
Laura Nuez Santana, Head of Production and Business Development de la compañía, dialogó en una entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica y reveló los principales ejes de crecimiento de la empresa.
“Estamos impulsando nuevas líneas de negocio que creemos que van a ser claves en este desarrollo del sector energético”, manifiesta Nuez Santana.
La empresa de ingeniería, con sede en Las Palmas de Gran Canaria, acumula 30 años de trayectoria y se ha transformado en un actor global con presencia en mercados estratégicos como México, Estados Unidos, República Dominicana, Guatemala, Sudáfrica y Rumanía.
“Nuestra experiencia abarca más de 50 gigavatios de capacidad instalada en más de 40 países, colaborando tanto con compañías privadas como públicas”, destaca la ejecutiva de IPROCEL.
La firma presta servicios integrales de ingeniería en los sectores energético, industrial, de infraestructuras eléctricas y en oil & gas. Cuenta con más de 250 profesionales y mantiene vínculos permanentes con los principales actores del mercado energético nacional e internacional.
Servicios clave y proyectos de alto impacto
IPROCEL organiza sus operaciones en tres grandes ramas de servicios: ingeniería y supervisión, proyectos EPC (llave en mano) y puesta en marcha de instalaciones.
En el área de ingeniería, acompaña a los clientes desde el diseño básico hasta la ingeniería de detalle, incluyendo protección, control y medida, así como ingeniería de la propiedad y dirección de obra. “Lideramos proyectos de gran envergadura de plantas fotovoltaicas, desde España hasta Chile, de hasta 375 megavatios”, explica Nuez Santana.
En cuanto a los proyectos EPC, la empresa ejecuta de forma completa subestaciones eléctricas y líneas de alta tensión. Actualmente tiene en marcha siete proyectos activos con niveles de tensión de hasta 220 kilovoltios, desplegados entre España y varios países de América Latina.
Un área que sigue siendo fundamental para la compañía es la de puesta en marcha de instalaciones. Aquí IPROCEL mantiene su raíz histórica, realizando trabajos en centrales térmicas convencionales, plantas renovables, subestaciones y líneas de transmisión.
“Hemos finalizado y seguimos realizando la supervisión de la puesta en marcha de tres parques eólicos offshore de hasta 900 megavatios en países como Francia, Alemania y Estados Unidos”, señala la responsable de producción.
Nuevos mercados y diversificación hacia el almacenamiento y la digitalización
De cara al futuro, IPROCEL tiene claro su camino: seguir liderando la transición energética, apostando por la innovación y la internacionalización.
“Estamos explorando parques marinos flotantes, tanto eólicos como fotovoltaicos, y el almacenamiento energético, desde baterías hasta hidrobombeo reversible, así como la digitalización de infraestructuras”, adelanta Nuez Santana.
La compañía también planea expandirse hacia nuevos mercados emergentes donde se prevén grandes desarrollos energéticos en los próximos años. “Estamos estudiando nuestra introducción en Ecuador, en Panamá y en Brasil, donde sabemos que hay un gran desarrollo energético planeado para los próximos 10 años”, detalla la ejecutiva.
Además de estos nuevos destinos, IPROCEL continuará fortaleciendo su presencia en países donde ya opera, como Guatemala, República Dominicana y Estados Unidos, acompañando a sus clientes a lo largo de todo el ciclo de vida de los proyectos energéticos.
Un marco estratégico: FES Iberia 2025
La participación de IPROCEL se dio en el contexto del Future Energy Summit Iberia 2025 (FES Iberia 2025), un evento clave para el intercambio de experiencias y sinergias entre empresas del sector energético de España y América Latina. El encuentro puso el foco en el papel de la eficiencia energética, la digitalización y el almacenamiento como motores de la transición energética en la región.
“Vemos un crecimiento significativo en los países emergentes con grandes proyectos planeados y creemos que es el momento de apostar fuerte por ellos”, concluye Nuez Santana.
Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft
La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) advirtió sobre la falta de un plan definido por parte del gobierno para incorporar nueva capacidad renovable al sistema eléctrico nacional.
Si bien desde la asociación remarcaron la predisposición del gobierno de Yamandú Orsi, debido a que ya mantuvieron varias reuniones con la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, desde la entidad aseguraron que Uruguay lleva varios años sin sumar proyectos relevantes de energías limpias, lo cual genera preocupación en un contexto de aumento sostenido de la demanda, y se pusieron a disposición para diseñar un plan que favorezca las inversiones en el país.
“Venimos con ciertas demandas anteriores a este gobierno y que tienen que ver con los últimos cinco años, y desde casi siete u ocho años sin gran incorporación de renovables en la red uruguaya”, remarcó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.
A pesar de que Uruguay cuenta con un sistema bien equipado y se ha consolidado como exportador neto de energía, el sector privado reclama definiciones concretas para continuar avanzando en la transición energética.
El nuevo gobierno, que asumió a principios del presente año, ha mostrado disposición al diálogo, con reuniones mantenidas entre AUDER y las principales autoridades del sector. No obstante, desde la asociación insisten en que el diálogo no se ha traducido en decisiones concretas y manifestaron la importancia de acelerar procesos ya que los proyectos ERNC suelen llevar algunos años en ponerse en marcha.
“Si se toma la decisión de licitar un parque solar o contratos PPA de compra-venta de energía, la experiencia muestra que el parque estará inyectando energía a la red dentro de dos o tres años”, enfatizó Oroño.
“No vemos una postura con el nivel de actividad que tendríamos como expectativa, ya sea con respecto a la planificación de la curva de incorporación de capacidad renovable o una planificación energética al menos para el presente quinquenio”, sostuvo.
La preocupación se intensifica ante el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica en el país. Históricamente, la demanda crecía entre un 2 y un 3% anual, salvo en los años de crisis, pero actualmente el aumento es superior a esos valores. Como consecuencia, pasa a ser relevante cómo atender esa demanda con un ofrecimiento de aumento del parque generador.
Cabe recordar que, al comenzar el año, sólo se concretó la licitación del parque fotovoltaico de Cerro Largo en Melo, con precios adjudicados “muy competitivos”, lo que evidenció la capacidad del ámbito privado de ofrecer soluciones a buen costo y el hecho de seguir realizando convocatorias ante las oportunidades para el sector.
Uno de los aspectos que genera más dudas para continuar ese tipo de procesos es el modelo de adjudicación que adoptará el gobierno en futuros llamados. Para el proyecto de Cerro Largo se utilizó un esquema EPC, donde UTE asume la inversión, a diferencia de los contratos PPA donde el privado financia el parque y vende la energía a largo plazo.
“No conocemos qué modelo continuará. Es decir que no tenemos visibilidad, a pesar que UTE transmita que están abiertos a evaluar distintas alternativas”, puntualizó el presidente de AUDER con respecto a un llamamiento a las autoridades para definir los puntos claves para la continuidad de las renovables en Uruguay.
Congreso LATAM Renovables: un espacio clave para el debate
El XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER, será uno de los espacios más importantes para abordar estas discusiones, ya que, tradicionalmente, el evento funciona como plataforma para anuncios y balances de las autoridades nacionales.
El encuentro al que asistirá Energía Estratégica se realizará los días 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y allí participarán autoridades de renombre como la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, y las presidentas de UTE y ANCAP.
Las jornadas incluirán debates sobre proyectos de hidrógeno, generación distribuida, energías renovables y movilidad eléctrica, con un showroom de vehículos eléctricos. Sumado a que, por primera vez, el evento dedicará un panel exclusivo al almacenamiento con baterías, una tecnología estratégica para un país como Uruguay, que ya cuenta con un alto porcentaje de generación renovable.
Además, se llevará a cabo la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se abordará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100” y se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, que busca promover la incorporación de más mujeres en el sector y en carreras científicas y tecnológicas.
El ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, también formará parte de la nómina del evento, ofreciendo una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sector energético regional. Por lo que todo esto convierte al Congreso LATAM Renovables en un espacio clave para debatir y definir el rumbo energético de Uruguay y la región.
En pleno auge de las energías renovables, Colombia enfrenta obstáculos estructurales y vacíos normativos que limitan la incorporación de tecnologías clave al sistema eléctrico.
Según Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio deOGE Energy, uno de los principales factores que frena la expansión del sector es el rezago en la regulación del almacenamiento y la autogeneración, dos pilares para garantizar estabilidad, eficiencia y competitividad.
Desde su experiencia como asesor legal de empresas del sector, Suárez considera que el país debe observar con mayor atención las estrategias regulatorias de mercados más maduros, en especial el caso de España, que recientemente dio un paso relevante con la aprobación del Real Decreto-ley 7 de 2025.
La norma incluye la creación de la figura del gestor de autogeneración y reconoce nuevas tipologías de participación, además de fortalecer la presencia de combustibles renovables en la matriz energética.
“Conviene alinearnos a España”, plantea el abogado en diálogo con Energía Estratégica, quien destaca que ese país ya atravesó desafíos regulatorios similares y ofrece soluciones que podrían replicarse.
Para Colombia, explica, adoptar estos cambios sería estratégico, ya que “España ha experimentado y solucionado retos que nos resultan útiles”.
Cuellos de botella persistentes, pero con señales de avance
Entre los obstáculos locales más significativos, Suárez identifica el acceso a la capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como el principal cuello de botella para los desarrolladores. Esta limitación, ampliamente reconocida por los actores del sector, ha comenzado a ser atendida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
El pasado 10 de julio, la entidad publicó la Resolución 701 095 de 2025, que establece un proceso transitorio para facilitar el acceso a la red eléctrica de proyectos que cuenten con compromisos firmes o trámites ambientales avanzados, sin necesidad de esperar los ciclos completos de análisis técnico.
“Ya vamos creando soluciones”, afirma Suárez, en referencia a este instrumento que busca descomprimir la congestión normativa y operativa.
No obstante, advierte que el cumplimiento estricto de los plazos y condiciones definidos por la resolución será clave para que las empresas eviten riesgos regulatorios.
El proceso transitorio exige cronogramas precisos y respuestas ágiles, por lo que el incumplimiento podría traducirse en demoras adicionales o incluso pérdida de prioridad en el acceso.
A este cuello de botella se suma otro problema central: la lentitud en la respuesta institucional ante las solicitudes de conexión.
Aunque genera inquietud entre los operadores, el abogado aclara que no debería interpretarse como un retroceso, sino como una consecuencia lógica del proceso de adaptación normativa que atraviesa el país. A su juicio, este momento representa una oportunidad: “Todo está por hacer, y eso es muy bueno para los inversionistas”.
Almacenamiento y servicios complementarios: la deuda regulatoria
Más allá de los avances recientes, Suárez alerta sobre un vacío normativo estructural que afecta directamente la competitividad de Colombia frente a otros mercados: la falta de esquemas específicos para el almacenamiento.
A diferencia de lo que ocurre en Europa o Estados Unidos, donde el almacenamiento ya actúa como agente del mercado y participa en servicios complementarios como la nivelación de frecuencia, en Colombia no existe aún un marco legal que habilite estas funcionalidades. Esto impide no solo la consolidación de proyectos de baterías a gran escala, sino también el desarrollo de modelos híbridos o de respaldo que garanticen flexibilidad en momentos críticos.
El rezago, remarca el especialista, también dificulta la llegada de nuevas tecnologías renovables que requieren integración dinámica y soporte operativo. “Estamos rezagados en la integración de almacenamiento como agente del mercado”, sostiene Suárez, quien advierte que sin una definición clara del rol técnico y comercial del almacenamiento, no será posible escalar soluciones descentralizadas ni servicios avanzados de red.
En este escenario de transformación normativa, donde las reglas aún se están consolidando, el conocimiento y la anticipación se vuelven herramientas estratégicas para las empresas del sector. Por eso, Suárez recomienda asistir a sesiones de inducción sobre el funcionamiento del mercado eléctrico colombiano, donde se aborden las regulaciones aplicables a la generación, autogeneración y comercialización.
Con 106 votos a favor, la Sala de la Cámara de Diputados y Diputadas aprobó el proyecto de ley que moderniza la Ley General de Servicios Eléctricos y regula los sistemas medianos, impulsado por el Ejecutivo.
En la sesión, en la que estuvo presente el ministro de Energía, Diego Pardow, se enfatizó en la importancia de esta propuesta que busca, por un lado, perfeccionar los sistemas medianos, permitirles sumarse al proceso de transición energética y una mayor promoción de las energías renovables no convencionales; y, por otro lado, mejorar el acceso a servicios eléctricos con tarifas equitativas, especialmente para aquellas personas que viven en las zonas más aisladas del país.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, destacó que “este proyecto contempla una serie de cambios regulatorios para resolver los problemas que enfrentan los clientes eléctricos en las regiones de Los Lagos, Aysén y Magallanes».
«También aborda la vulnerabilidad de los 109 sistemas aislados que existen en Chile. Este proyecto de ley se hace cargo de la precariedad, los altos costos y la escasa regulación que complejizan la situación energética de las más de 10 mil familias que obtienen energía a través de esos sistemas”, agregó.
La autoridad agregó que “hoy estamos cumpliendo con un compromiso entre el Ejecutivo y el Congreso de incorporar el anhelo de contar con una modernización de la regulación de los sistemas medianos y aislados. De esta manera, buscamos que las familias e industrias tengan un mejor acceso a la energía y con mayor equidad tarifaria, permitiendo transformar a la electricidad en un motor para el desarrollo de estos territorios que mejore la calidad de vida de sus habitantes”.
CONTENIDOS DEL PROYECTO
El proyecto de ley que modifica la actual regulación de los Sistemas Medianos tiene por objetivo modernizar y ajustar la regulación introducida en el año 2004 por la ley N° 19.940 (Ley Corta I), realizando los cambios necesarios, para que, sin dejar de reconocer las características propias y especificidades de estos sistemas, su nueva regulación les permita sumarse eficazmente a la transición energética y a la mayor promoción de las energías renovables no convencionales en el contexto actual.
De esta manera, la iniciativa se fundamenta en cuatro (4) ejes. En primer lugar, está el eje de definición y categorización de los sistemas medianos y aislados, que deja de lado el criterio único de capacidad instalada de generación, que no refleja adecuadamente la diversidad y especificidades de las áreas donde operan estos sistemas.
En segundo lugar, el eje de actualización del procedimiento de planificación, que busca propender al desarrollo de las inversiones, considerando -además de las variables de eficiencia y seguridad actuales- la incorporación de energías renovables y almacenamiento. Luego, se encuentra el eje de ajustes en la tarificación de los sistemas medianos, que persigue extender los mecanismos de equidad existentes, permitiendo el desarrollo económico de las regiones involucradas.
Por último, el eje de participación ciudadana. El proyecto de ley incentiva la incorporación de proyectos renovables en los Sistemas Medianos, mediante la especificación del principio de acceso abierto, para que las empresas transmisoras y distribuidoras permitan este acceso a nuevos proyectos que se conecten por líneas propias o de terceros. Igualmente, se fomentan aquellas obras de planes de expansión que incorporan generación renovable en las siguientes fijaciones tarifarias.
Por otro lado, la iniciativa de ley genera las condiciones para que los 109 sistemas aislados existentes en el país puedan transitar a convertirse en un sistema mediano, permitiéndoles reducir sus cuentas de la luz y acceder a las tarifas reguladas que actualmente existen entre Arica y Chiloé. Lo anterior, significará que las más de 10 mil familias que reciben suministro eléctrico a través de estos sistemas aislados puedan experimentar una mejor calidad de servicio, y una mejor calidad de vida.
Con la aprobación en la Sala de la Cámara Baja, se espera que el proyecto de ley continúe su segundo trámite constitucional en el Senado.
El Gobierno Nacional realizó, en el Hotel NH City de la CABA, la apertura de sobres del proceso licitatorio “Alma-GBA”, destinado a la contratación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (en baterías) en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Se presentaron 27 proyectos, por parte de 15 empresas, con un compromiso de inversión de más de 1.000 millones de dólares y por un total de 1.347 MW de capacidad, superando ampliamente el requerimiento de 500 MW formulado hace algunos meses por la Secretaría de Energía.
AlmaGBA es una iniciativa basada en la incorporación de sistemas de baterías de última generación (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir costos marginales y asegurar el suministro durante los picos de demanda, ayudando a reducir los cortes, describió la Secretaría.
La inversión estimada por Energía ronda los U$S 500 millones, con un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.
El comunicado de Energía no dió detalles de quienes presentaron sus antecedentes y datos técnicos de los proyectos. Participaron, entre otras, Central Dock Sud; Genneia; Pampa Energía; Central Puerto; Baesa; Grupo Alberdi; Sullair; Rowing y MSU Green Energy.
La precalificación técnica y administrativa de oferentes se resolverá el 12 de agosto y el 19 se abrirán las ofertas económicas. La adjudicación de los proyectos será el 29 de agosto próximo.
Los contratos de almacenamiento en baterías se celebrarán, por un plazo de 15 años, con las distribuidoras Edenor y Edesur, y contarán con el respaldo de Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) como garante de la operación.
“Este resultado confirma el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética en la Argentina, y refleja la confianza en los lineamientos definidos para el desarrollo del sector”, señaló la Secretaría de Energía.
Esta iniciativa forma parte del “Plan de Contingencia puesto en marcha por el Gobierno Nacional en 2024 para recuperar la infraestructura del sistema eléctrico nacional, que en diciembre de 2023 se encontraba en estado crítico tras años de desinversión, descapitalización y tarifas congeladas”, se destacó.
Asimismo, se describió que “esta licitación se enmarca en el proceso de normalización del mercado eléctrico, donde las distribuidoras retoman su rol como agentes de contratación directa de soluciones que mejoren la calidad del servicio”.
Al respecto, se indicó que “el Gobierno Nacional alienta a las provincias, en su carácter de poderes concedentes, a replicar esta herramienta y organizar licitaciones similares que aborden los nodos críticos ya identificados por CAMMESA en distintas regiones del país”.
Se realizó la apertura de las ofertas de la licitación pública para instalar unidades de almacenamiento de grandes baterías de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La convocatoria la impulsó el gobierno nacional a través de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y se denomina “Almacenamiento GBA –AlmaGBA”. Se presentaron 15 empresas para 27 ofertas por un total de 1.347megawatts (MW). Las únicas compañías internacionales que se sumaron fueron Everyray Latam y Alupar Investimento. Hasta último momento se estuvo negociando con las generadoras una cláusula del contrato que hacía referencia a qué sucede si el Estado deja de trasladar el costo de las baterías al precio mayorista de la electricidad.
El promedio de las ofertas fue de 49,9 MW. En el área de Edenor se ofertaron 17 proyectos por 900 MW, un 67% del total, que marca la predisposición de la distribuidora para compartir información de los nodos. En la jurisdicción de Edesur fueron 10 proyectos por 447 MW (33%). Hubo un jugador nuevo que se presentó en la convocatoria que fue Rowing, que tuvo cuatro ofertas, todas en la red de Edesur.
Fuentes oficiales consultadas por EconoJournal comentaron que “tuvimos mucha potencia ofertada. Evidentemente hubo interés. Ahora hay que ver las ofertas económicas cómo se presentan”. Otra fuente del sector indicó que “el proceso fue bastante competitivo y diverso, veremos en un mes cómo son los precios”.
La licitación es por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento que servirán para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Contempla una inversión estimada de US$ 500 millones.
El próximo 12 de agosto Cammesa publicará la evaluación de las propuestas correspondientes al Sobre A de la licitación, mientras que el Sobre B con las ofertas económicas será el 19 de agosto. Luego el cronograma contempla que el 29 de agosto serán las adjudicaciones y el 5 de septiembre se realizará la firma de los contratos.
Compañías
Las empresas que más potencia ofertaron fueron MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW. Continúan Rowing con 102,9 MW, Eólica del Sur 100 MW y Central Dock Sud con 90 MW.
La lista se completa con las ofertas de Central Costanera por 55 MW, Pampa Energía y Everyray Latam y Alupar Investimento por 50 MW cada una y Buenos Aires Energía con 30 MW y Aluar también por 30 MW. Por último figuran Talde Construcciones con 20 MW, Central Térmica Almirante Brown con 15 MW y Alberdi Energy con 10 MW de potencia ofertada.
Novedad
La convocatoria para contratar centrales de almacenamiento de energía eléctrica es una novedad en el país. Los contratos se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. Este es el dato destacado porque si bien la compulsa la realiza la empresa mixta, en esta licitación Cammesa ya no será el el offtaker (comprador) como sucedió en los últimos 20 años con distintas licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica en el país.
Lo que se busca es que el proceso para instalar baterías de almacenamiento sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del MEM.
Convocatoria y precios
El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US$ 15.000 por MW-mes. Ese precio es inferior a los US$ 18.000 dólares contemplados en la licitación TerConf que había lanzado el gobierno de Alberto Fernández para sumar generación y que la gestión de Javier Milei dejó sin efecto.
El menor precio actual tiene que ver con que las condiciones macroeconómicas mejoraron. Por lo tanto, la tasa de descuento de los proyectos es más baja y el costo de financiamiento también debería ser menor.
La convocatoria se lanzó en febrero a través de la resolución 67/2025 y tiene un plazo de ejecución que podría variar entre 12 y 18 meses, menos de los 24 meses que demanda una central de generación.
Plaza Logística, compañía líder en desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente de calidad Triple A en Argentina, compensó sus emisiones generadas durante 2024, con el respaldo de Genneia, mediante la entrega de certificados de unidades de carbono verificadas (VCUs) y certificados internacionales de energía renovable (IRECs).
Durante ese período, Plaza Logística puso en marcha un plan integral para reducir el impacto ambiental de sus operaciones, combinando acciones de compensación con iniciativas de reducción de emisiones.
Por un lado, neutralizó sus emisiones directas (Alcance 1) mediante la compra de créditos de carbono certificados bajo el estándar internacional VCS del organismo Verra. Por otro, redujo sus emisiones indirectas asociadas al consumo eléctrico (Alcance 2) mediante la adquisición de certificados internacionales de energía renovable (I-RECs), que respaldan la generación de electricidad a partir de fuentes renovables y permiten reducir las emisiones asociadas a dicho consumo.
La empresa compensó en total 568 toneladas de CO2 equivalente, lo que representa el 100 % de su huella de carbono de Alcance 1 y 2.
Para cubrir la totalidad del consumo eléctrico de sus operaciones en áreas comunes y su oficina central – equivalente a 2.199 megavatios hora (MWh)- adquirió la misma cantidad de IRECs. Gracias a esta acción, Plaza Logística logró reducir sus emisiones de Alcance 2 a cero, en línea con las recomendaciones del Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG Protocol).
Los créditos de carbono y certificados como los I-RECs son herramientas internacionales creadas para reducir o eliminar emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Estos mecanismos se originaron con el Protocolo de Kioto en 2005 y hoy son promovidos por el Acuerdo de París, renovándose anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre cambio climático.
“Compensar el 100 % de nuestras emisiones de Alcance 1 y 2 es un paso clave en nuestro camino hacia una operación más sostenible. Contar con Genneia como aliado en este proceso nos permite seguir impulsando un modelo de negocio responsable y con impacto positivo”, destacó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.
Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia, destacó “Estamos muy orgullosos de acompañar, por segundo año consecutivo, a Plaza Logística en su camino hacia la descarbonización. Este tipo de alianzas reflejan el valor de trabajar en conjunto con empresas que asumen un compromiso real con la sostenibilidad y el cuidado del ambiente”.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 22 % de la generación de energía eólica y el 16 % de la solar.
La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW.
Además, Genneia anunció una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en San Rafael, con una capacidad de 180 MW. También prevé sumar un nuevo desarrollo, San Juan Sur, con una capacidad instalada de 130 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, y los tres en construcción, sumará 310 MW en energía solar.
Por su parte, Plaza Logística cuenta con siete parques ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires, construidos bajo estándares ambientales LEED y/o EDGE, y gestiona sus operaciones conforme a las normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.
La Unión Europea propone prohibir totalmente las importaciones de gas y gas natural licuado (GNL) rusos para 2027. Europa ya ha reducido sus importaciones energéticas de Rusia en más de dos tercios, cuando impuso sanciones a dicho país diversificando sus proveedores y fortaleciendo su seguridad energética.
Según la alta representante de Exteriores de la UE, Kaja Kallas, la UE está “muy cerca” de un acuerdo político sobre el decimoctavo paquete de sanciones contra Rusia y aplaude el giro de EE. UU. en este sentido
El Parlamento Europeo podría presionar para implementar la prohibición antes de 2027 y establecer normas aún más estrictas. Algunos legisladores incluso proponen extender las restricciones al petróleo ruso, lo que añade complejidad a las negociaciones entre los estados miembros.
Desde la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022, la Unión Europea ha trabajado para disminuir su dependencia de la energía rusa. La UE respondió a la invasión con sanciones a diversos productos energéticos, incluidos petróleo y gas, que ha ido reforzando durante los últimos tres años mientras reducía su dependencia. Ahora, la UE y varios expertos consideran que Europa no necesitará volver a utilizar gas ruso en el futuro, tras haber fortalecido y diversificado sus cadenas de suministro energético.
En junio, la Comisión Europea (CE) propuso una prohibición legalmente vinculante de las importaciones de gas y GNL rusos para finales de 2027. De aprobarse, esto pondría fin a una relación comercial energética de décadas. La CE incluyó medidas legales para evitar que miembros de la UE que aún dependen de Rusia, como Hungría y Eslovaquia, bloqueen el plan. No obstante, el objetivo es lograr el apoyo de todos los miembros, incluso si eso implica ofrecer incentivos financieros para abandonar la energía rusa
La propuesta incluye la prohibición de importaciones de gasoductos rusos y contratos de GNL firmados durante el resto de 2025, a partir del 1 de enero de 2026. Las importaciones bajo contratos a corto plazo (menos de un año) firmados antes del 17 de junio de 2025 se prohibirían a partir del 17 de junio de 2026. Los contratos a largo plazo existentes se prohibirían a partir del 1 de enero de 2028. Hungría y Eslovaquia tendrían hasta esa fecha para diversificar sus importaciones antes de que entre en vigor la prohibición.
Si se implementa, el plan terminaría con los contratos de GNL entre Rusia y varias petroleras, como la francesa TotalEnergies y la española Naturgy. También se prohibiría que terminales de GNL de la UE presten servicios a clientes rusos. Además, las empresas que importen gas ruso deberán divulgar información sobre sus contratos a las autoridades europeas y nacionales.
Desde 2022, la UE ha reducido sus suministros de gas por gasoductos rusos en aproximadamente dos tercios y ha prohibido las importaciones de carbón y petróleo rusos por vía marítima. Sin embargo, sigue dependiendo de grandes volúmenes de GNL ruso. Algunos países piden flexibilizar las sanciones ante el aumento de precios, ya que Rusia ofrece crudo y gas más baratos que sus competidores. No obstante, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, declaró en julio que la mayor resiliencia energética de Europa permite prohibir el gas ruso: “Podremos garantizar el suministro energético de Europa sin GNL ruso en 2028”, gracias a nuevas capacidades en construcción en EE.UU. y Qatar.
Aún no es seguro si la UE adoptará la prohibición vinculante, pero la propuesta refleja cuánto ha reducido Europa su dependencia de Rusia. La diversificación del comercio energético ha fortalecido la seguridad energética regional y acelerado el desarrollo de energías renovables en varios países. Noticias relacionadas
La secretaria de Energía, Maria Tettamanti, recibió el jueves de la semana pasada a directivos de las principales empresas generadoras del país—Pampa Energía, Central Puerto y MSU, entre otras— que le pidieron audiencia por un tema bien concreto: intentar corregir el texto del pliego licitatorio y del contrato de compra de adjudicación previsto por AlmaGBA, el concurso público que impulsa la instalación de baterías de almacenamiento en el área metropolitana de Buenos Aires.
Desde la óptica de los privados, así como estaba redactado, un punto central de la licitación terminaba atentando y desalentando la inversión en este tipo tecnologías de almacenamiento . ¿Qué aspecto en particular del contrato de AlmaGBA señalaban las generadoras? Concretamente, cuestionaron una cláusula del contrato de compra de energía redacto por la Secretaría de Energía que establece que en caso de que el Estado no traspase el costo económico de las unidades de baterías al precio estacional de la energía que, a su vez, se traslada a las tarifas eléctricas de Edenor y Edesur, las distribuidoras eléctricas del AMBA tienen derecho a rescindir el contrato con los empresas que instalaron los proyectos de almacenamiento; es decir, con las generadoras y con otras compañías desarrolladoras que se presenten a la licitación.
Parque de baterías de almacenamiento en Chile.
La situación se terminaba se complejizar un poco más porque el pliego del concurso estipula que el Estado otorgará a las compañías que se adjudiquen los proyectos de almacenamiento una garantía por un plazo de sólo un año en caso de que cambien las condiciones de pago. Fuentes privadas indicaron que, si bien la economía es estabilizó de forma significativa con relación a la que existía a fines del gobierno de Alberto Fernández, aún no existen certezas para descartar que la nominalidad de la macro no se vea afectada a futuro. Por eso, pedían un plazo de garantía mayor.
Respuesta
El gobierno se opuso a ese planteo —la conducción política de La Libertad Avanza descarta de plano que el Estado siga teniendo un rol en los procesos de inversión en infraestructura—, pero sí accedió a corregir, al menos parcialmente, la cláusula del contrato que hacía referencia a qué sucede y cómo se asignan las responsabilidades de cada uno de los actores si el Estado deja de trasladar —en caso de que por motivos políticos decida congelar o atrasar las tarifas eléctricas— el costo de las baterías al precio mayorista de la electricidad.
En esa clave, Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la que está al frente administrativamente de AlmaGBA, publicó este sábado 12 de julio la circular Nº 11que si este u otro gobierno deja de traspasar el costo de los proyectos de almacenamiento a las tarifas de Edenor y Edesur, “se mantendrá la remuneración del Vendedor (generadoras y nuevos desarrolladores) en los términos y condiciones del Contrato original, la que será incluida por Cammesa en las Transacciones Económicas del MEM”. En otras palabras, se estableció que si Edenor y Edesur dejan de pagar los costos de los proyectos de baterías, las empresas afectadas empezarán a cobrar de forma directa de Cammesa con los mismos fondos que utilizan para pagar mensualmente a los generadores que entregan energía al mercado mayorista.
“Como estaba redactado hasta la semana pasada el contrato, los bancos decían que era prácticamente imposible financiar la inversión en este tipo de emprendimientos. Esta circular mejora un poco las condiciones, aunque sigue siendo un contrato con un riesgo más alto que los PPA’s que firmaba hasta ahora Cammesa, que estaban expresados en dólares y con mayores garantías de cobro”, explicó un alto ejecutivo del mercado.
Presentación de ofertas
Aún así, más allá de este contrapunto puntual con los privados, en el gobierno son optimistas en lograr una excelente participación en la licitación de AlmaGBA. Tanto es así que, inicialmente, el proceso apuntaba a obtener compromisos de inversión para instalar unos 500 megawatt (MW) de respaldo en baterías y ahora fuentes oficiales advierten que podrían adjudicar, si reciben un buen caudal de ofertas, proyectos por más del doble que esa cifra.
“Habrá que evaluar la conveniencia en función de la cantidad de propuestas que se reciban. Tal vez, si la participación es alta, se podría solicitar una mejora de ofertas para alinear mejor los precios y adjudicar más potencia”, explicó una fuente oficial. Este martes por la tarde, una vez que se formalice la presentación de ofertas (hay plazo hasta las 13 de hoy), se empezará a despejar ese interrogante.
El Estado argentino presentó una carta ante la Cámara de Apelaciones del segundo distrito de Nueva York solicitando una suspensión administrativa temporal del fallo de la jueza Loretta Preska que lo obliga a depositar el 51% de las acciones de YPF en el Banco de Nueva York. En el escrito, que lleva el membrete del estudio Sullivan & Cromwell y fue difundido por el experto Sebastián Soler en su cuenta de X, se afirma que “los demandantes-apelados (Burford Capital) confirmaron que no se oponen a la emisión de una suspensión administrativa temporal por parte de esta Corte mientras se resuelve la moción de suspensión presentada por la República en este tribunal”.
Es decir, por un lado el Estado argentino espera que el tribunal suspenda el fallo durante todo el tiempo que le tome a la Cámara resolver la apelación de fondo sobre la sentencia de primer instancia de Preska de 2023, que condenó a la Argentina a pagar US$16.100 millones por la expropiación del 51% de las acciones de YPF, realizada en 2012.
Mientras que por parte del demandante Burford –que accede al acuerdo de partes para no forzar al país a caer en la figura del desacato a fin de esta semana– la postura es que la Cámara conceda la suspensión preliminar del fallo, aunque espera que el tribunal establezca un plazo para analizar el pedido argentino, es decir, sin esperar a la resolución de la cuestión de fondo que en medios judiciales se estima podría darse en 2026.
Jueza Loretta Preska.
Soler, miembro del Consejo de Administración e investigador de la Fundación de Investigaciones para el Desarrollo (FIDE), explicó que la postura argentina es lograr del tribunal la suspensión definitiva del fallo, es decir, suspenderla durante todo el tiempo que le tome a la Cámara resolver la apelación de fondo sobre la sentencia de primer instancia de Preska de 2023.
Dado el acuerdo de partes presentado por la defensa argentina, para Soler es esperable que la Cámara conceda esa suspensión preliminar rápidamente en un proceso en el cual este jueves 17 de julio Burford presentará un escrito oponiéndose a la suspensión definitiva de la orden, y el martes 22 de julio el Estado argentino responderá argumentando en detalle en favor de la suspensión.
A partir de esa fecha, la Cámara puede resolver el pedido de la Argentina en cualquier momento, pero no tiene plazo para hacerlo. Si la Cámara accede al pedido de la defensa, la orden de Preska de entregar las acciones de YPF quedaría suspendida hasta que la Cámara resuelva la apelación de Argentina contra la sentencia de fondo.
Dado que la Cámara ni siquiera ha fijado aún la fecha de la audiencia, es improbable que decida esa apelación de fondo antes de 2026, y si el tribunal rechaza el pedido de la Argentina, la orden de Preska volvería a estar vigente.
YPF presentó oficialmente el programa Energía PYME, una iniciativa estratégica que apunta a fortalecer la productividad y la competitividad de su red de pequeñas y medianas empresas proveedoras en todo el país. El lanzamiento tuvo lugar en el auditorio de Puerto Madero y reunió a más de 120 empresas seleccionadas, que fueron elegidas entre más de 5000 postulantes de la red nacional de abastecimiento de la compañía. Durante la presentación, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó la relevancia del proyecto en el marco de los objetivos de desarrollo energético que la compañía se propone a mediano y largo […]
Para sostener este crecimiento, el organismo calcula que se requerirán inversiones acumuladas por 18,2 billones de dólares entre 2025 y 2050, principalmente en el usptream. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) presentó su informe World Oil Outlook 2025, donde anticipa un crecimiento sostenido en la demanda global de petróleo hasta 2050, a pesar de los compromisos internacionales para combatir el cambio climático. El documento resalta además la necesidad urgente de grandes inversiones para mantener el suministro energético mundial, con especial énfasis en el rol clave que jugarán Argentina y Brasil en América Latina. Durante la 19ª edición del […]
Un 63% del capital comprometido proviene de YPF, Vista Energy y Pan American Energy. El grueso de las inversiones se orienta a la perforación de pozos en áreas no convencionales de Neuquén. El sector hidrocarburífero argentino proyecta para 2025 una inversión de al menos USD 11.200 millones, de los cuales más del 60% se concentrará en actividades de exploración y explotación en la formación Vaca Muerta, ubicada principalmente en la provincia de Neuquén. Así lo indica un relevamiento reciente de la Secretaría de Energía de la Nación, que detalla los montos comprometidos por las principales operadoras. La petrolera estatal YPF […]
Con este nivel de tipo de cambio real, vamos a un déficit externo cercano al 2,5% del PBI, aun con los dólares de Vaca Muerta; el camino a seguir es continuar con la apertura y el equilibrio fiscal, pero comprando reservas. En el último suplemento de domingo de 2024 discutimos sobre el nivel del tipo de cambio real (TCR) y el esquema cambiario. Los méritos resaltados entonces siguen intactos: enorme corrección fiscal sin romper contratos de deuda, baja de la inflación y reducción de planes sociales ineficientes para fortalecer el mejor de todos (AUH). En aquella nota, alertaba sobre los […]
En 2024, gracias al alivio de las sanciones impuestas por Estados Unidos, PDVSA pudo aumentar sus exportaciones petroleras en un 15%, alcanzando los US$ 17.520 millones en 2024.
Venezuela posee una de las mayores reservas petroleras del mundo, pero su producción actual es una fracción de la de hace una década debido a la falta de inversión y las sanciones impuestas al sector desde 2019.
Las licencias otorgadas a la estadounidense Chevron y otras empresas extranjeras en Venezuela permitieron una leve recuperación en la producción y exportaciones desde 2023.Sin embargo, a fines de mayo, Washington revocó esos permisos para crudo venezolano destinado a refinerías de EE.UU. y Europa. Según datos preliminares de los resultados financieros y operativos de PDVSA en 2024, las exportaciones de crudo y combustibles promediaron 805.500 barriles por día (bpd) el año pasado. Es decir, más del 15% frente a los casi 700.000 bpd de 2023.
PDVSA reportó una producción promedio de 952.000 bpd en 2024, frente a los 783.000 bpd de 2023 registrados por la OPEP de la que es miembro Venezuela.
Según los documentos, la producción de crudo superó 1 millón de bpd en el primer trimestre de 2025, y las autoridades aseguran que las exportaciones continúan con normalidad. Sin embargo, no hay cifras comparativas de años anteriores porque PDVSA no publica sus resultados desde 2016.
La Agencia I-COMEX La Pampa lanza el programa “Destino Vaca Muerta – conectá con las oportunidades que ofrece Neuquén”, una propuesta integral destinada a acompañar a empresas pampeanas en su ingreso y posicionamiento en la región de Vaca Muerta, uno de los polos económicos más dinámicos del país. El programa está dirigido a firmas pampeanas con potencial para ofrecer productos o servicios en sectores como energía, construcción, industria, logística, tecnología, metalmecánica, entre otros sectores. Su objetivo es vincular la oferta local con la creciente demanda del mercado neuquino, facilitando el acceso a oportunidades concretas de negocio. La iniciativa combina instancias […]
Argentina cuenta con reservas comprobadas de gas natural que podrían sostener su consumo interno y exportaciones durante los próximos 63 años. Así lo reveló un informe técnico ordenado por la Ley de Bases y difundido por la Secretaría de Energía. Las cifras son contundentes: 6.947 millones de metros cúbicos disponibles frente a una demanda total estimada en poco más de 100.000 millones por año, incluyendo exportaciones. “Esto nos coloca ante una oportunidad histórica que no podemos desaprovechar”, expresaron desde el Gobierno. Vaca Muerta aparece como el corazón productivo de esta realidad. Más del 70 % del gas argentino sale de […]
El CEO de YPF confirmó un financiamiento de US$2000 millones que permitirá ampliar la exportación de crudo del país. Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó que la compañía junto a otras siete empresas cerró la semana pasada un financiamiento de US$2000 millones para construir un oleoducto que permitirá “aumentar las exportaciones del sector petrolero” del país. En diálogo con Luis Majul en LN+, el directivo precisó que la operación reunió a 14 bancos internacionales, entre ellos JP Morgan, Citi Bank, Santander, Itaú y Deutsche Bank y destacó que es el primer proyecto de este tipo que se desarrolla íntegramente desde […]
Vista Energy, la compañía petrolera liderada por Miguel Galuccio, presentó esta semana su balance financiero del segundo trimestre de 2025, que reflejó el impacto positivo de la reciente adquisición de Petronas Argentina. La operación permitió a la empresa consolidarse como la mayor productora independiente de petróleo del país, ubicándose inmediatamente detrás de YPF en el ranking nacional. Durante la presentación de resultados, Vista actualizó sus proyecciones para el año en curso, estimando un aumento del 62% en la producción anual de petróleo y una mejora del 41% en el Ebitda ajustado. Este salto en su capacidad productiva y financiera responde […]
Compañía VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) encaró el viernes 11 de julio y por el plazo de cuatro semanas un estudio geotécnico en el suelo marino de Punta Colorada, Sierra Grande. Se llevar a cabo desde una embarcación especial, que se ubica a una distancia de entre 5 y 9 kilómetros de la costa. Los trabajos de análisis de suelo son centrales para determinar cómo se realizará el anclaje de las dos monoboyas que ubicarán en la zona para la exportación de petróleo. El buque que se utiliza para el estudio es el OSV Fugro Resilience, con bandera de Bahamas, […]
El mandatario chubutense se refirió al fallo de la jueza estadounidense Loretta Preska que obliga a la Argentina entregar el 51% de las acciones de YPF. En un comunicado emitido junto al vicegobernador Gustavo Menna y a la diputada nacional Ana Clara Romero, Torres aseguró que “nos vamos a plantar y solicitar que levanten el embargo de las acciones de Chubut porque nuestra provincia no es parte demandada y no está condenada”. El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, adelantó este lunes que el Estado Provincial se presentará ante la Corte de Apelaciones de Nueva York a fin de solicitar […]
Las distribuidoras de gas no quedaron conformes con varios aspectos de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno publicó el pasado 30 de abril. Uno de los puntos que generó conflicto es el porcentaje de Gas Natural No Contabilizado, la diferencia entre el volumen de gas natural inyectado al sistema de distribución y el volumen que efectivamente se registra como entregado a los usuarios a través de los medidores. Algunas empresas tienen una diferencia entre puntas del 5% y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) estableció que ese porcentaje no podrá superar el 2,5% al final del quinquenio 2025-2030. Por lo tanto, la que supere ese tope deberá pagar la diferencia.
Enargas estimó ese 2,5% como una meta “razonable y alcanzable”. “Los valores informados a esta Autoridad Regulatoria por las prestadoras del servicio de distribución registraban un promedio que supera ampliamente el promedio de valores relevados de EE.UU., y países de Europa y Europa del Este”, aseguró para justificar el nuevo tope.
No obstante, al oficializar la RQT aclaró que dadas las diferentes características de las redes “dicho valor máximo será diferente para cada una de las distribuidoras, así como su sendero de reducción”.
Por ejemplo, una de las distribuidoras con mejor desempeño en lo que refiere al gas no contabilizado es Camuzzi Gas del Sur que en 2024 registró un porcentaje de 1,7%. Por lo tanto, en ese caso el tope se le fijó en 1,5%. En el otro extremo se ubican Metrogas y Naturgy que tienen cerca de 5% y deberán bajar a la mitad en cinco años. El desafío es importante porque si no logran hacerlo la diferencia por sobre el tope la van a tener que pagar las propias empresas y esa penalidad puede terminar teniendo un impacto significativo en los balances.
¿Qué se incluye dentro del gas no contabilizado?
El gas no contabilizado responde a múltiples factores entre los que se incluyen fugas en cañerías por conexiones defectuosas, pérdidas durante maniobras de mantenimiento, fallas en los medidores (tanto en cabeceras como en domicilios), errores de registro, gas usado para operar estaciones reguladoras y de medición o para presurizar redes y gas perdido por conexiones ilegales.
En el caso de Metrogas y Naturgy, la mayoría de sus cañerías fueron construidas por la estatal Gas del Estado desde fines de los 40. Ya tienen más de 70 años. Por lo tanto, las fugas suelen ser más recurrentes. Además, ambas compañías al operar en el Área Metropolitana de Buenos Aires tienen más gas no contabilizado porque hay más fraude.
“El umbral internacional óptimo es de 2,5%. Se comparó con la primera línea a nivel mundial y se quiere llegar a ese objetivo que es muy desafiante, para mí muy desafiante si se toma en cuenta el contexto que atraviesa la Argentina”, aseguró a EconoJournal una fuente empresaria.
Las compañías reconocen que la inteligencia artificial va a permitir mejorar la eficiencia porque los sistemas informáticos permiten evaluar mejor el comportamiento de la red e identificar donde hay un punto de fuga.
Hoy se realizará la apertura de sobres A y se conocerán las propuestas presentadas de la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La presentación de las ofertas se realizará este martes 15 de julio abril en el Salón Plaza Mayor del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 13 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Este llamado es la primera licitación lanzada para sistemas de almacenamiento BESS stand – alone de Argentina, y la primera convocatoria pública tras lo hecho en RenMDI(adjudicó poco más de 630 MW renovables en casi 100 proyectos), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay cierta expectativa por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse.
“Habrá diferente tipo de ofertas, aunque muchas menos que en RenMDI. No imagino más de diez empresas participantes, aunque sí diversas ofertas de las mismas compañías en distintos nodos”, estimaron desde el sector privado en diálogo con Energía Estratégica.
¿Por qué? Fuentes cercanas a este portal de noticias consideran que las garantías son “más caras y el riesgo más alto”, punto central para asegurar el éxito de la licitación si se compara con respecto a lo implementado en Programa RenovAr.
En aquel entonces hubo un esquema de Triple Garantía, con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial, donde se garantiza la falta de pago independientemente del motivo; mientras que para la convocatoria AlmaGBA solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa.
“A pesar de ello, mejoraron las condiciones ante la modificaciones realizadas al pliego y el rol de CAMMESA en caso de falta de pago por falta de transferencia a la demanda de Edenor y Edesur. Se corrigió parcialmente la cuestión que amenazaba dejar desierta la licitación”, aclararon desde el sector.
“De todos modos, parece que la cancha está inclinada para tres empresas que participaron en la confección del pliego y pusieron parte de las condiciones de la licitación”, agregaron.
Si bien existe cierto escepticismo sobre algunos puntos de la convocatoria, es preciso recordar que las distribuidoras revelaron que recibieron más de 100 anteproyectos por parte de más de 20 oferentes, bajo un espectro de potencias que van desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV).
¿Cómo sigue el proceso?
Los proyectos que hoy se presenten deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad (de acuerdo a los nodos de conexión), con fecha objetivo de inicio contractual desde el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de CID.
Cada sistema BESS deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.
El acto de apertura de ofertas y lectura de la información de los sobres A será transmitido en vivo y se podrá seguirlo en el siguiente link:
Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW que no logran avanzar. A pesar del potencial del recurso y del interés inversor, el crecimiento está limitado por diversos cuellos de botella normativos, financieros y sociales.
En diálogo con Energía Estratégica, el directivo advirtió que los problemas son multilaterales: falta de seguridad jurídica, normas desactualizadas, procesos lentos de conexión y financiamiento inaccesible para el sector privado.
«Tenemos un gobierno con buenas intenciones hacia la transición energética, pero que se queda en el discurso. La transición debe dejar de ser de papel», aseveró.
A nivel financiero, la ausencia de mecanismos claros dificulta que empresas privadas accedan a capital para invertir en renovables, por lo que desde el gremio buscan ser un puente entre fondos como Bancóldex y empresas serias, para filtrar recursos hacia proyectos viables; de manera que ACOSOL trabaja con entidades como el Fondo Nacional de Garantías y promueve vías de microfinanciación.
Los cuellos de botella en puntos de conexión también frenan el despliegue. «Hoy los trámites pueden tardar hasta dos años. Esto agota a los inversionistas y los aleja del país», denunció el dirigente. Además, reclamó que las entidades de control como la Superintendencia no están ejerciendo la vigilancia necesaria sobre los operadores de red.
La situación social también es delicada, ya que en los proyectos solares de gran escala, las consultas previas con comunidades se convierten en procesos interminables. Tras acordar con una comunidad, pueden surgir nuevas comunidades reclamando participación, lo que reinicia todo el proceso y paraliza el proyecto.
«Frecuentemente aparecen nuevas comunidades solicitando participación tras haber cerrado acuerdos previos, lo que obliga a reiniciar los procesos de consulta y genera demoras prolongadas e incertidumbre jurídica para los parques solares», indicó el ejecutivo.
Otro foco es el licenciamiento ambiental. Aunque el gobierno propuso eliminar este requisito para renovables, ACOSOL considera que esto sería un error y que «no se trata de eliminar licencias, sino de agilizar procesos sin sacrificar evaluaciones ambientales rigurosas».
Según Hernández, si se implementan estas reformas, Colombia podría alcanzar 1,2 GW solares instalados en 2025. En caso contrario, el país continuará rezagado frente a otros mercados latinoamericanos.
«Colombia cayó dos puestos en el índice de transición energética. Esto es un reflejo directo de lo que estamos viviendo», manifestó.
Para ACOSOL, las prioridades son claras: actualizar los límites de potencia, mejorar el acceso al financiamiento, agilizar puntos de conexión y fortalecer el rol de las entidades de control.
Generación distribuida
Por otra parte, Hernández reclama que las resoluciones CREG 174 y CREG 075, que rigen desde 2021 y no han sido modificadas desde su publicación, establecen límites técnicos y de capacidad que no responden al avance del sector.
Estas normas regulan la autogeneración y la generación distribuida, pero parten de premisas diseñadas hace más de cinco años, cuando el contexto energético y tecnológico era sustancialmente diferente.
Por ejemplo, la autogeneración a pequeña escala está limitada a 100 kW, un tope que otros países como Chile, México y Brasil ya han elevado hasta los 500 kW. «Seguimos atados a un límite que era razonable en 2018, pero que hoy nos deja atrás», advierte.
Las nuevas normativas sobre comunidades energéticas y la futura de autogeneración remota son vistas con interés, pero ACOSOL teme que repitan errores del pasado.
La resolución que reglamenta las comunidades energéticas se publicó en junio de 2025, junto con el formulario oficial de condiciones de conexión. Esta normativa —la Resolución CREG 101‑072 de abril de 2025— establece las reglas técnicas y comerciales para integrar comunidades al sistema eléctrico nacional. Además, fue complementada por la Resolución 40243 del Ministerio de Minas y Energía, que define el modelo formal de registro y condiciones de conexión.
Hernández advierte, sin embargo, que su diseño es «excesivamente restrictivo» y aunque celebra su creación, advierte que «tal como está planteada, su implementación traerá grandes dificultades».
Norau México, empresa especializada en la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de tecnología fotovoltaica y BESS en baja y media tensión, comienza a dejar huella en el mapa energético del país impulsado por las soluciones financieras de KAM, entidad que lidera con su oferta de productos sin necesidad de inversión inicial (PPA, Power To Own y BESS) para el autoconsumo.
“En México llevamos en este año de operación 7 MW en fotovoltaica y empezamos nuestros primeros proyectos de BESS”, explicó Pep Nogués, CEO de Norau México, en entrevista con Energía Estratégica.
El hito más reciente de esta filial de la compañía europea Norau que lleva más de dos décadas operando en España, está vinculado a la adjudicación de un nuevo contrato con Cemex para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, financiado vía un PPA estructurado por KAM.
Este proyecto marca un paso decisivo en la estrategia de descarbonización de Cemex y refuerza el posicionamiento de Norau y KAM como actores clave en el mercado de energía renovable industrial del país.
El vínculo comercial con Cemex no es nuevo. La relación comenzó con un proyecto emblemático en una reserva ecológica binacional, la Reserva Natural El Carmen, donde Norau instaló un sistema híbrido compuesto por 39.6 kW de generación fotovoltaica, 12 kW eólicos y 100 kW en baterías.
“En la Reserva Natural El Carmen utilizamos las principales marcas del mercado especializadas en este tipo de soluciones para proyectos aislados, acompañados de nuestro diseño y desarrollo de ingeniería”, detalló Nogués sobre los componentes ya instalados.
Luego de una licitación donde compitieron varias compañías, Norau se hizo de este nuevo contrato firmado con Cemex que contempla la construcción de sistemas solares por un total de 3.7 MW.
Según indicó el CEO de Norau México, aquel total estará distribuido en 24 sitios de Cemex, tales como Centros de Distribución (CEDIS) y plantas concreteras a lo largo del mercado mexicano.
El diseño multisitio trae consigo un reto logístico para Norau, que implicará desplegar capacidades técnicas y humanas en múltiples ubicaciones a lo largo del territorio nacional. “El proyecto tiene cierta dificultad de gestión y logística. Eso requiere también afinar la logística operacional, movimientos de mano de obra, etcétera.”, comentó.
Este proyecto comenzó su fase de construcción en junio del presente año y fue ejecutado bajo la modalidad de acuerdo de compraventa de energía (PPA) facilitado por KAM, aliados para ofrecer soluciones financieras integrales para proyectos de autoconsumo solar en México y Europa.
Posicionamiento estratégico y expansión
Actualmente, Norau México opera desde su sede en el estado de Querétaro, en el parque industrial Europark, y planea expandir su presencia física a otras regiones clave del país. “Nuestra oficina técnica y headquarters están en Querétaro. Tenemos intención de quedarnos ahí y próximamente abrir una oficina en el norte y otra más en la península, en la zona de Yucatán”, explicó el directivo.
De cara a 2025, Norau proyecta ampliar su portafolio de proyectos de almacenamiento de energía. “El principal enfoque de Norau para 2025 es consolidarnos en el mercado mexicano como un referente en el sector y desarrollar más proyectos de BESS”, adelantó Nogués.
Un socio estratégico para alcanzar sus objetivos es KAM, que lleva más de 250 MWp financiados en México y Europa, y apoya a los EPCistas (ingeniería, adquisiciones y construcción) en la financiación de sus proyectos a través de productos personalizados para energía solar, procesos 100% digitales, y contratos claros y ágiles.
Un modelo financiero que acelera la transición energética
“Nuestra misión es acelerar la transición energética de las grandes industrias en México con soluciones financieras flexibles y sin fricción, diseñadas para la energía solar. Este acuerdo con Cemex es de gran importancia ya que demuestra que es posible escalar la energía limpia con eficiencia, ahorro energético y sin necesidad de inversión inicial”, afirmó Lucas Casado, director de Desarrollo en KAM.
KAM ofrece financiación ágil y flexible para la creciente demanda de proyectos de energía solar, adaptada al marco regulatorio mexicano, y ya ha financiado más de 250 MWp en México y Europa.
En cuanto a los servicios que ofrece Norau, Nogués puntualizó que la empresa, además de asumir la ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) completa de los proyectos, también se ocupa de la gestión de permisos e interconexiones, con un equipo dedicado.
Para Norau, el nuevo contrato con la multinacional cementera representa mucho más que una oportunidad comercial. Es una apuesta clave para consolidarse como referente en el mercado de autoconsumo industrial en México.
El vínculo comercial con Cemex podría replicarse en otros sectores industriales, dado el perfil técnico de la empresa y el valor añadido de aliados estratégicos como KAM, que amplían el know how que traen desde Europa y la experiencia ganada a nivel global.
Wattkraft, socio de valor añadido de Huawei desde hace más de una década, introdujo en Europa los primeros contenedores de 5 MWh del fabricante chino, destinados a un proyecto de autoconsumo industrial de 28 MWh. Estas baterías forman parte de su estrategia para acompañar el crecimiento del almacenamiento como respuesta a los desafíos actuales del sistema eléctrico en España.
La compañía opera en el país como distribuidor mayorista de inversores, baterías y equipos de carga para vehículo eléctrico, incluidos sistemas de fast charging, pero su propuesta incorpora una capa técnica diferencial: ha sido reconocida por Huawei como Certified Service Partner (CSP) cinco estrellas, lo que habilita a su equipo de ingeniería a brindar soporte integral en todas las fases del proyecto, desde el diseño y la pre-venta hasta el comisionado y la postventa.
En almacenamiento, Wattkraft ofrece soluciones para segmentos industriales y utility scale. Entre ellas destacan los sistemas cabinet de 215 kWh, con arquitectura modular, instalación plug & play y refrigeración híbrida, diseñados para aplicaciones escalables.
“Se prioriza la eficiencia energética y la mitigación de riesgos térmicos y eléctricos, alineados con los estándares globales más exigentes”, destacó Jesús Heras, Technical Director South-West Europe y Co-Country Manager de la compañía.
Almacenamiento como respuesta ante la saturación del sistema
Durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia, el ejecutivo observó que el segmento utility scale fotovoltaico en España podría enfrentar una ralentización en los próximos años debido a la saturación de red y a la creciente presencia de precios cero en las horas solares.
“Llevamos una inercia que no se puede parar, pero como no hagamos algún cambio regulatorio o venga el almacenamiento, vamos a parar por el tema de saturación”, adviertió.
Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft
En paralelo, el autoconsumo residencial e industrial, que creció con fuerza tras la crisis energética de 2022, muestra una menor rentabilidad percibida por parte de los consumidores, generando una desaceleración.
Según el informe anual de APPA Renovables, en 2023 se instalaron 2.507 MW de nueva capacidad de autoconsumo, en 2024, 1.431 MW, lo que eleva el total nacional a 8.137 MW, lo que confirma la tendencia de crecimiento sostenido aunque a un ritmo más moderado respecto a años anteriores.
Sin embargo, Heras sostiene que el almacenamiento puede revertir esta situación, al permitir una gestión eficiente de los picos de demanda y una protección frente a la volatilidad de precios. “No es un ahorro inmediato, pero sí en un plazo medio se recuperaría la inversión. Es como contratar un seguro”, ejemplifica.
En este escenario, Wattkraft proyecta una expansión del almacenamiento combinado con generación renovable en instalaciones híbridas.
“Nos vemos muy preparados ahora para abordar la parte de hibridación de parques fotovoltaicos, incluso eólicos, con baterías, y por supuesto, las plantas stand-alone también”, concluye Heras.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó la ordenanza que abre una consulta pública clave para el desarrollo de la energía eólica offshore en el país. El objetivo es recibir contribuciones de la sociedad y de los actores del sector sobre la metodología propuesta para la selección de áreas destinadas a la generación offshore.
Según detalla el MME, la consulta pública busca recabar información para perfeccionar el marco metodológico propuesto antes de su adopción definitiva, a fin de garantizar un proceso sólido, participativo y alineado con las diversas políticas públicas vigentes.
Es decir que no se trata de seleccionar las áreas directamente, sino de validar la ruta metodológica diseñada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
«Es un paso importante, pero no es definitivo», manifestó Marcello Cabral, director de Nuevos Negocios de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) al ser consultado por Energía Estratégica sobre la nueva consulta pública.
La metodología propuesta consta de tres etapas. En la primera, se identificarán las regiones viables, es decir, aquellas zonas del litoral brasileño que no presentan impedimentos legales o tecnológicos.
«Se trata de todas aquellas regiones que no tienen ningún conocimiento legal o tecnológico que las limite», explicó Cabral.
En la segunda etapa, se pasará de las regiones viables a las denominadas áreas de interés, un filtro adicional que considera aspectos ambientales, tecnológicos y sociales.
Y es preciso mencionar que el área de interés no tiene impedimentos legales ni tecnológicos, ni restricciones sobre sensibilidades extremas. Para esto, se realizarán estudios sobre la sensibilidad ambiental y socioeconómica de las zonas preseleccionadas.
La tercera etapa será la definición de los sectores listos para oferta, con base en la clasificación de áreas resultante de la etapa anterior. que además de cumplir con los filtros anteriores, deberán pasar un análisis de viabilidad.
«En esta etapa, además de no tener impedimentos legales, tecnológicos ni sensibilidades extremas, también se hará la valoración sobre los criterios de viabilidad económica y energética. Todo este proceso es importante para que los proyectos que estudiarán en las regiones tengan este cuidado», precisó Cabral.
Con este proceso, el Gobierno de Brasil busca avanzar en la asignación de áreas marítimas que permitan el desarrollo de proyectos eólicos offshore de forma ordenada, garantizando la seguridad jurídica y técnica para los inversionistas y preservando los intereses ambientales y sociales.
La percepción del sector privado sobre el proceso
Desde ABEEólica, reconocieron la importancia de esta consulta pública, pero advirtieron sobre los desafíos que podrían surgir tras su implementación, especialmente si el mercado valorará el trabajo que hizo la EPE.
El directivo señaló que, una vez definidas las áreas de interés, el proceso continuará con las ofertas—ya sean permanentes o planificadas—y serán los propios interesados quienes deberán realizar todos los estudios específicos.
«La EPE creó una ruta metodológica, pero todos los estudios se harán por primera vez, y quizás esto no le genera mucho valor a los interesados, principalmente a aquellos participarán en la cesión de áreas offshore», planteó
¿Por qué? “El que elige el área es el propio inversionista, entonces sabe que deberá realizar todos los estudios y posiblemente este proceso no tenga tanto valor para ellos”, argumentó.
Por lo que el sector privado espera que este proceso permita acelerar la toma de decisiones y reducir los riesgos, pero también reclama claridad sobre los pasos que seguirán después de la consulta pública. La preocupación principal es que, aun con la metodología definida, los estudios específicos necesarios para cada proyecto deberán realizarse nuevamente desde cero por parte de cada empresa interesada.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile han oficializado la celebración de la X Semana de la Energía, evento que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.
Este foro es considerado el más relevante en materia de política energética a nivel regional y se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. En la instancia se abordarán temas cruciales como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.
El ministro de Relaciones Exteriores de Chile, Alberto van Klaveren, señaló que “para Chile es un honor recibir la décima edición de la Semana de la Energía. La energía es parte esencial de nuestra identidad y desarrollo, y queremos compartir nuestra experiencia, los avances, pero también los desafíos energéticos con toda la región. Damos la bienvenida a un país que cree en la integración y en el multilateralismo como la mejor vía para prosperar juntos”.
Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, agregó que “el compromiso de Chile con la acción climática y la integración energética regional se refleja en cada política pública que hemos implementado». «Nos enorgullece recibir a la comunidad energética de las Américas en esta semana crucial para el futuro del sector”, agregó.
Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.
“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
Detalles del evento
En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán una serie de eventos paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los principales desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca el evento “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles en los territorios.
Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la segunda edición de los Premios de Excelencia Energética, reconociendo iniciativas destacadas de actores públicos, privados, académicos y comunitarios.
Otro evento clave será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional, el I Encuentro de Juventudes de América Latina y el Caribe en Energía, orientado a empoderar nuevas voces en la gobernanza energética, y el evento académico “Conectando Mentes, Energizando el Futuro”, que se realizará en La Serena con la participación de instituciones universitarias, centros de investigación y jóvenes profesionales del sector.
Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 60% de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.
La Secretaría de Energía dispuso incrementos de hasta 2 por ciento en los biocombustibles para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils, incremento que es retroactivo a las operaciones que se realizan durante el mes de julio en curso.
A través de la resolucion 296/2025 Energía fijó en PESOS OCHOCIENTOS CON CUARENTA Y TRES MILÉSIMAS ($ 800,043) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta, en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS SETECIENTOS TREINTA Y TRES CON DOSCIENTAS SESENTA MILÉSIMAS ($ 733,260) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con las naftas y hasta la publicación de un nuevo precio.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, la misma Secretaría oficializó la resolucion 297/2025 por la cual fijó en PESOS UN MILLÓN TRESCIENTOS DOS MIL CUATROCIENTOS ONCE ($ 1.302.411) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil según lo dispuesto por la Ley 27.640. Rige para las operaciones durante el mes de julio de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La petrolera Vista Energy reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025, impulsado por la consolidación de su participación en el bloque La Amarga Chica, uno de los más productivos de Vaca Muerta. Con 118.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), la compañía afianza su posición como segundo productor de shale oil en Argentina, detrás de YPF.
La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), con un aumento interanual del 79 %. El salto operativo se explica en gran parte por la incorporación del 50 % restante de La Amarga Chica, operación que permitió conectar 24 nuevos pozos en el trimestre: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 en La Amarga Chica. Solo en este último bloque, la producción creció de 35.000 a 43.000 boe/d entre abril y junio.
Vista Oil: resultados financieros destacados
Vista informó un EBITDA ajustado de 404,5 millones de dólares, lo que representa un 40 % más que el mismo trimestre de 2024 y un 47 % más que el primer trimestre de este año. El margen de EBITDA se ubicó en 66 %, impulsado por eficiencias en costos de comercialización. La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, un incremento del 184 % respecto del trimestre anterior y del 68 % interanual.
Además, el 61 % del crudo producido fue exportado. Los ingresos totales del trimestre ascendieron a 610,5 millones de dólares, de los cuales 345 millones (el 58 %) correspondieron a exportaciones netas de petróleo y gas.
El lifting cost (costo de extracción) se mantuvo estable en 4,7 dólares por boe, apenas un 4 % más que en 2024, lo que refleja el foco de Vista en la eficiencia operativa, incluso en contextos de fuerte expansión. La inversión total del trimestre fue de 356,1 millones de dólares.
La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), con un aumento interanual del 79 %. El salto operativo se explica en gran parte por la incorporación del 50 % restante de La Amarga Chica, operación que permitió conectar 24 nuevos pozos en el trimestre: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 en La Amarga Chica. Solo en este último bloque, la producción creció de 35.000 a 43.000 boe/d entre abril y junio.
Vista Oil: resultados financieros destacados
Vista informó un EBITDA ajustado de 404,5 millones de dólares, lo que representa un 40 % más que el mismo trimestre de 2024 y un 47 % más que el primer trimestre de este año. El margen de EBITDA se ubicó en 66 %, impulsado por eficiencias en costos de comercialización. La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, un incremento del 184 % respecto del trimestre anterior y del 68 % interanual.
Además, el 61 % del crudo producido fue exportado. Los ingresos totales del trimestre ascendieron a 610,5 millones de dólares, de los cuales 345 millones (el 58 %) correspondieron a exportaciones netas de petróleo y gas.
El lifting cost (costo de extracción) se mantuvo estable en 4,7 dólares por boe, apenas un 4 % más que en 2024, lo que refleja el foco de Vista en la eficiencia operativa, incluso en contextos de fuerte expansión. La inversión total del trimestre fue de 356,1 millones de dólares.
Argentina cuenta con reservas comprobadas de gas natural que podrían sostener su consumo interno y exportaciones durante los próximos 63 años. Así lo reveló un informe técnico ordenado por la Ley de Bases y difundido por la Secretaría de Energía.
Las cifras son contundentes: 6.947 millones de metros cúbicos disponibles frente a una demanda total estimada en poco más de 100.000 millones por año, incluyendo exportaciones. “Esto nos coloca ante una oportunidad histórica que no podemos desaprovechar”, expresaron desde el Gobierno.
Vaca Muerta aparece como el corazón productivo de esta realidad. Más del 70 % del gas argentino sale de sus pozos, y los datos muestran un crecimiento sostenido. En septiembre de 2024 se alcanzó el mayor volumen de producción en 21 años, y en 2025 las proyecciones apuntan a un salto del 16 % interanual.
El repunte no se limita al gas. La producción de petróleo también subió un 50 % desde 2021, fortaleciendo aún más la matriz energética nacional. “La ventana de oportunidad está abierta. Argentina puede dejar atrás décadas de dependencia energética”, señalan analistas del sector.
Para que ese salto se concrete, se necesita infraestructura. El primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner ya funciona, y otros proyectos están en carpeta. Una de las iniciativas más ambiciosas es la planta de GNL en Sierra Grande, que impulsan YPF, Shell y Eni, con una capacidad inicial de 10 millones de toneladas por año.
Además, avanza la construcción de nuevas terminales y el fortalecimiento de los ramales existentes. El objetivo: ampliar la red y asegurar la logística para transportar el gas desde Neuquén hasta los puertos de exportación.
El país ya comenzó a exportar a Brasil, con envíos diarios de 500.000 metros cúbicos desde abril. A la vez, se trabaja para revertir el flujo hacia Uruguay, lo que permitiría consolidar un corredor regional de abastecimiento energético.
En el plano institucional, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) apunta a brindar seguridad jurídica a los capitales que se instalen en el sector. “La estabilidad normativa será fundamental para atraer inversiones de largo plazo”, advirtieron desde empresas operadoras.
El acuerdo firmado entre YPF y la italiana Eni marca otro hito. Prevén exportar hasta 12 millones de toneladas de GNL desde 2027 o 2028, lo que representaría ingresos por 5.000 millones de dólares anuales. “Este contrato nos proyecta a Europa y Asia con fuerza propia”, resaltaron desde la petrolera nacional.
Pero también hay riesgos. El atraso histórico en materia de infraestructura, los controles cambiarios y la presión impositiva pueden desincentivar el interés de nuevos jugadores. A esto se suma la necesidad de respetar los marcos ambientales y sociales en zonas sensibles como Sierra Grande o el interior neuquino.
Los proyectos no solo deben ser rentables. También deben responder a las comunidades locales, cumplir con la legislación vigente y minimizar los impactos ecológicos. “El éxito será real si combinamos productividad con responsabilidad”, subrayaron desde Río Negro.
Argentina tiene la materia prima, el respaldo técnico y la voluntad política para avanzar. Lo que resta es construir los caminos, sostener reglas claras y sumar alianzas que potencien el proyecto gasífero.
El mundo mira con interés. Si el país logra cumplir sus metas, podrá consolidarse como un proveedor estratégico de energía limpia y segura en un contexto global que reclama alternativas confiables.
“Tenemos reservas, tenemos conocimiento, tenemos mercados. Es momento de actuar con decisión”, concluyó un funcionario de Energía. El gas argentino no solo tiene futuro: ya empezó a jugar en las grandes ligas.
El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios.
La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.
Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.
A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico.
“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó.
Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.
“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.
Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.
Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar.
Un decreto pro-mercado con impacto cambiario
Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.
Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.
Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”.
La crisis de suministro de gas que se registró hace dos semanas —que incluso provocó, por primera vez en muchos años, interrupciones de suministro en hogares de la provincia de Buenos Aires por falta de presión en las tuberías de distribución— afectó también el funcionamiento del mercado de exportación hacia Chile, aunque la gestión de la crisis evidenció un mejor ordenamiento y coordinación entre actores de uno y otro lado de la Cordillera.
Del lado argentino se trató de evitar caer en una aplicación incorrecta del “corte útil”, un difuso concepto se utilizó que en el pasado para restringir discrecionalmente los envíos hacia clientes trasandinos cuando faltaba gas en el mercado argentino. Actualmente, esta herramienta permite cortar en primer lugar las exportaciones de gas natural que operan bajo permisos interrumpibles otorgados por la autoridad argentina. Esta vez, las exportaciones concretadas bajo el gasoducto operado por GasAndes —que rondaban los 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— fueron afectadas inicialmente en la restricción a los volúmenes que se estaban exportando en dicho momento bajo permisos interrumpibles, para luego, recién a partir del 30 de junio cuando se empezó a restringir también la demanda de gas de cargadores locales con contratos de transporte interrumpibles, extender las restricciones a los volúmenes de exportación que estaban utilizando servicios de transporte interrumpible en el tramo de TGN, es decir, se aplicaron las medidas dictadas por el comité de emergencia (según las Pautas de Despacho) de igual manera que a los cargadores locales.
A partir de esa acción, en el peor momento de la crisis se siguió despachando por GasAndes unos 300.000 m3/día de gas hacia Metrogas Chile, el único contrato de exportación integrado por un permiso en firma de venta de gas (molécula), un contrato de transporte en firme, y que abastece demanda ininterrumpible. Esa robustez con una especie de triple candado terminó blindando el despacho hacia Metrogas Chile.
En los últimos años, cuando se materializó el potencial gasífero de Vaca Muerta, la Argentina inició el complejo camino de reedificar el mercado de exportación de gas hacia Chile después del trauma de 2006/2007, cuando el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió sin control de daños ni coordinación política los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera por la declinación de la producción local.
En esa clave, tanto el gobierno de Alberto Fernández como el de Javier Milei han ido estableciendo regulaciones con la intención de recuperar la confianza de los actores del mercado chileno. Hoy en día, el Estado argentino habilita dos tipos de permisos de exportación de una molécula de gas: los interrumpibles, más endebles, que se pueden interrumpir frente a eventualidades menores en la oferta de gas argentino (el llamado “corte útil”); y los firmes, que ofrecen una cobertura mayor frente a problemas que puedan registrarse con la disponibilidad del recurso desde la Argentina.
En el caso de GasAndes, por ejemplo, la mayoría del volumen que se exporta está calzado sobre permisos en firme de venta de gas, pero sólo uno —el de Metrogas Chile, la distribuidora de Santiago— posee también un contrato de transporte en firme sobre TGN. El resto está compuesto por permisos de venta en firme que se apoyan, sin embargo, sobre servicios de transporte en el tramo local de características interrumpibles (contrato TI).
“Si se quiere, el próximo paso para reconstituir el mercado de exportación es que se contrate más transporte en firme. Hay que seguir trabajando el marco regulatorio para que, frente a una crisis como la que pasamos, el trato de un cliente en firme en Chile sea cada vez más homologable al que recibe, por caso, un gran usuario industrial argentino que contrata gas en firme”, explicaron en una petrolera.
Otras exportaciones
Frente a la caída del linepack en el sistema de transporte troncal de gas, el Comité de Emergencia —integrado por distribuidores, transportistas y productores y coordinado por técnicos del ente regulador del gas (Enargas)— sostuvo las exportaciones del hidrocarburo por la cuenca Austral hacia Methanex, que opera una planta de metanol en Punta Arenas, y también los envío por el gasoducto Gas Pacífico.
Son exportaciones ‘off system”, es decir, no utilizan la red troncal de gasoductos. Por eso, como no están programadas dentro de los sistemas informáticos de las transportistas gozan de algún salvavidas adicional.
Cambios regulatorios
El área energética del gobierno de Javier Milei está dando señales desde el año pasado de que su objetivo es reconstituir la confianza del mercado chileno hacia el gas argentino. De hecho, el Presidente viajó a Santiago de Chile en agosto de 2024 para participar de un seminario energético organizado en esa ciudad para apuntalar la integración gasífera de ambos países. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía tomó en el último año y medio varias medidas regulatorias para robustecer la operatoria de exportación. La última fue eliminar la referencia al precio internacional del petróleo como marcador para definir el precio mínimo de exportación de gas hacia Chile y Brasil. Fue una medida que se tomó después de que varios compradores de gas argentino en Chile explicaran que es demasiado riesgoso firmar contratos plurianuales o de mediano plazo de importación asumiendo la volatilidad intrínseca del Brent, cuya cotización suele moverse por factores exógenos al mercado energético.
No obstante, la experiencia y la regulación vigente en materia de exportaciones de gas natural dejan ver que es necesario —según coinciden fuentes del mercado gasífero consultadas por este medio— dar un paso mas en aclarar las características de firmeza de los permisos y su operación ante contingencias como la vivida hace unos días, aplicando reglas de no discriminación entre demandas de sectores similares. Es la única manera, a su entender, que compradores de gas en Chile puedan considerar el gas argentino como un suministro en “firme”. Desde esa óptica, será necesario homologar las Pautas de Despacho con las demanda de exportación.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile oficializaron la realización de la X Semana de la Energía, que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.
Este foro de política energética a nivel regional se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. Se abordarán temas como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.
Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.
“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
Detalles del evento En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán encuentros paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias socioterritoriales que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles.
Otro encuentro será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional.
Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su política energética. Ha logrado un 60 % de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.
Los organizadores han habilitado el sitio oficial del evento —www.semanadelaenergia.olade.org— donde se puede consultar la agenda preliminar, registrarse gratuitamente como participantes.
La crisis de suministro de gas que se registró hace dos semanas —que incluso provocó, por primera vez en muchos años, interrupciones de suministro en hogares de la provincia de Buenos Aires por falta de presión en las tuberías de distribución— afectó también el funcionamiento del mercado de exportación hacia Chile, aunque la gestión de la crisis evidenció un mejor ordenamiento y coordinación entre actores de uno y otro lado de la Cordillera.
Del lado argentino se trató de evitar caer en una aplicación incorrecta del “corte útil”, un difuso concepto se utilizó que en el pasado para restringir discrecionalmente los envíos hacia clientes trasandinos cuando faltaba gas en el mercado argentino. Actualmente, esta herramienta permite cortar en primer lugar las exportaciones de gas natural que operan bajo permisos interrumpibles otorgados por la autoridad argentina. Esta vez, las exportaciones concretadas bajo el gasoducto operado por GasAndes —que rondaban los 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— fueron afectadas inicialmente en la restricción a los volúmenes que se estaban exportando en dicho momento bajo permisos interrumpibles, para luego, recién a partir del 30 de junio cuando se empezó a restringir también la demanda de gas de cargadores locales con contratos de transporte interrumpibles, extender las restricciones a los volúmenes de exportación que estaban utilizando servicios de transporte interrumpible en el tramo de TGN, es decir, se aplicaron las medidas dictadas por el comité de emergencia (según las Pautas de Despacho) de igual manera que a los cargadores locales.
A partir de esa acción, en el peor momento de la crisis se siguió despachando por GasAndes unos 300.000 m3/día de gas hacia Metrogas Chile, el único contrato de exportación integrado por un permiso en firma de venta de gas (molécula), un contrato de transporte en firme, y que abastece demanda ininterrumpible. Esa robustez con una especie de triple candado terminó blindando el despacho hacia Metrogas Chile.
Reconstrucción
En los últimos años, cuando se materializó el potencial gasífero de Vaca Muerta, la Argentina inició el complejo camino de reedificar el mercado de exportación de gas hacia Chile después del trauma de 2006/2007, cuando el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió sin control de daños ni coordinación política los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera por la declinación de la producción local.
En esa clave, tanto el gobierno de Alberto Fernández como el de Javier Milei han ido estableciendo regulaciones con la intención de recuperar la confianza de los actores del mercado chileno. Hoy en día, el Estado argentino habilita dos tipos de permisos de exportación de una molécula de gas: los interrumpibles, más endebles, que se pueden interrumpir frente a eventualidades menores en la oferta de gas argentino (el llamado “corte útil”); y los firmes, que ofrecen una cobertura mayor frente a problemas que puedan registrarse con la disponibilidad del recurso desde la Argentina.
En el caso de GasAndes, por ejemplo, la mayoría del volumen que se exporta está calzado sobre permisos en firme de venta de gas, pero sólo uno —el de Metrogas Chile, la distribuidora de Santiago— posee también un contrato de transporte en firme sobre TGN. El resto está compuesto por permisos de venta en firme que se apoyan, sin embargo, sobre servicios de transporte en el tramo local de características interrumpibles (contrato TI).
“Si se quiere, el próximo paso para reconstituir el mercado de exportación es que se contrate más transporte en firme. Hay que seguir trabajando el marco regulatorio para que, frente a una crisis como la que pasamos, el trato de un cliente en firme en Chile sea cada vez más homologable al que recibe, por caso, un gran usuario industrial argentino que contrata gas en firme”, explicaron en una petrolera.
Otras exportaciones
Frente a la caída del linepack en el sistema de transporte troncal de gas, el Comité de Emergencia —integrado por distribuidores, transportistas y productores y coordinado por técnicos del ente regulador del gas (Enargas)— sostuvo las exportaciones del hidrocarburo por la cuenca Austral hacia Methanex, que opera una planta de metanol en Punta Arenas, y también los envío por el gasoducto Gas Pacífico.
Son exportaciones ‘off system”, es decir, no utilizan la red troncal de gasoductos. Por eso, como no están programadas dentro de los sistemas informáticos de las transportistas gozan de algún salvavidas adicional.
Cambios regulatorios
El área energética del gobierno de Javier Milei está dando señales desde el año pasado de que su objetivo es reconstituir la confianza del mercado chileno hacia el gas argentino. De hecho, el Presidente viajó a Santiago de Chile en agosto de 2024 para participar de un seminario energético organizado en esa ciudad para apuntalar la integración gasífera de ambos países. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía tomó en el último año y medio varias medidas regulatorias pararobustecer la operatoria de exportación. La última fue eliminar la referencia al precio internacional del petróleo como marcador para definir el precio mínimo de exportación de gas hacia Chile y Brasil. Fue una medida que se tomó después de que varios compradores de gas argentino en Chile explicaran que es demasiado riesgoso firmar contratos plurianuales o de mediano plazo de importación asumiendo la volatilidad intrínseca del Brent, cuya cotización suele moverse por factores exógenos al mercado energético.
No obstante, la experiencia y la regulación vigente en materia de exportaciones de gas natural dejan ver que es necesario —según coinciden fuentes del mercado gasífero consultadas por este medio— dar un paso mas en aclarar las características de firmeza de los permisos y su operación ante contingencias como la vivida hace unos días, aplicando reglas de no discriminación entre demandas de sectores similares. Es la única manera, a su entender, que compradores de gas en Chile puedan considerar el gas argentino como un suministro en “firme”. Desde esa óptica, será necesario homologar las Pautas de Despacho con las demanda de exportación.
El London Metal Exchange es sinónimo de minería en el mundo. Fundado en Londres en 1877, el LME es el principal mercado internacional para la fijación de precios, comercio y hedging de metales no ferrosos. Estas facetas se conjugan y traducen en garantías económicas para los productores y consumidores de metales, un aspecto que puede ser fundamental para el despegue definitivo de la minería en la Argentina.
Con el objetivo de reforzar su presencia en el mercado minero de Sudamérica, el LME este año volvió a abrir su área educativa y con el apoyo de BYMA y de la Bolsa de Comercio de Mendoza realizará en las próximas semanas seminarios en Buenos Aires y Mendoza (link de inscripción) dirigido a los diferentes actores de la industria minera y personas en general interesadas en profundizar en su funcionamiento y en las herramientas de cobertura que ofrece.
«Los objetivos sondar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio«, explicó Jorge Eduardo Dyszel, consultor experto en gestión de riesgos, especializado en metales básicos y formador oficial del London Metal Exchange para América Latina y el mundo hispano.
–-¿Qué tan importante es el London Metal Exchange en el comercio mundial de metales?
–Es el principal mercado y el que permite descubrir los precios de los metales básicos como el cobre, el aluminio, el plomo, el zinc, el estaño y demás para fechas futuras. Es decir, vas a tener precios, por ejemplo, para el cobre y el aluminio para hasta 10 años. Se juntan oferentes y demandantes para fijar el precio para fechas futuras. Y todo el planeta Tierra mira este mercado y coloca en las facturas comerciales el precio que diariamente se va descubriendo en la bolsa del LME, que existe hace 147 años.
–-¿Cuáles son los objetivos del seminario?
–Dar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio.Lo voy a ejemplificar con un fabricante de cables, que consume cobre para fabricar su producto. El cobre sube y baja de precio permanentemente, hay días con muchísima volatilidad. Si sos un consumidor de cobre, cada mes o según tu frecuencia que compres el cobre de tu proveedor, lo que va a ocurrir es que tu proveedor cada vez que te factura, te va a facturar según el precio actual del cobre que ve en el LME. De manera tal que si el cobre aumenta 5% un mes, tu proveedor te va a aumentar el 5%, y en la Argentina reciente, como vivías en un marco inflacionario, todo lo que podías hacer era trasladar ese aumento de costo a tu precio de venta total de inflación general. Pero cuando se corta el ritmo inflacionario, si el cobre aumenta un 6% y ocupa el 80% de tu costo, ¿cómo vas a hacer para trasladarlo al precio si no hay inflación para que tu cliente te valide el aumento de precio? Va a llegar un momento en que uno te dice que no, vamos a un precio del cable fijo. Entonces ahí es donde aparece la herramienta que es el hedge, que es la cobertura, una herramienta financiera que te permite dejar congelado por el periodo que quieras el precio del comodity que estás comprando.
–¿Cómo funciona esa cobertura?
–Esto se hace comprando tanto al proveedor del metal físico como al London Metal Exchange la misma cantidad y para la misma fecha. Es como si estuvieras comprando el doble, pero lo que ocurre es que la operación con el LME no la vas a llevar hasta el final. Lo que vas a hacer es, el mismo día que tu proveedor te fija el precio, en ese mismo momento vas a cerrar a ese mismo precio tu operación con el LME. Vamos a suponer que la operación de arranque implicó que hayas comprado en el LME cobre a 9000 dólares la tonelada y cuando llegó el momento de que tu proveedor te factura, el cobre se fue a 10.000. Sin embargo, vos tenés una posición comprada en el LME que vas a cerrar a 10.000 y el LME te va a pagar los 1.000 dólares de diferencia para que tu costo neto termine siendo los 9.000 de la búsqueda original, porque al proveedor le vas a pagar 10.000. Entonces estamos hablando de un mercado que no es solamente para los productores de metales, sino también para los compradores, que son los consumidores, y, por excelencia, para los especuladores, porque todos los mercados de commodities del planeta Tierra están tomados en volumen por los fondos financieros de especulación.
—¿Qué otros instrumentos financieros ofrece este mercado?
–Además de los futuros existen las opciones, que son como seguros. En lugar de comprar para esa fecha futura, vos comprás un seguro por si el precio sube, pagando una prima. Es como la prima del seguro de tu auto, si chocas la ejercés, si no lo abandonas. En este caso, el siniestro sería la suba del precio. Pagás una prima, ese instrumento se llama call, que es el derecho a comprar, y esta el put, que es el derecho a vender.
–¿Cuánta es la liquidez en este mercado?
–Cuando analizás el volumen total, ves que el 95% del volumen son operaciones del sector especulativo que compra cuando cree que va a subir o vende cuando cree que va a bajar. De cobre se producen 20 millones de toneladas por año, pero por aportación de liquidez y participación de fondos de inversión se tradean 1.200 millones al año. Esto ocurre en todos los commodities de todos los mercados de todo el planeta. Más o menos entre 40 y 60 veces la producción anual del producto que está cotizando. Y esto es porque tenés el mundo hiper líquido con intervención de fondos de inversión, están entrando y saliendo aprovechando oportunidades. La liquidez está garantizada.
–-Es un mercado de futuros, pero también físico. ¿Cómo funciona esa parte?
–El LME es un mercado de depósitos que tiene bajo su control, no propiedad, una red de aproximadamente 500 depósitos en donde se deposita el metal. El primer rol del LME es establecer un marco para que se vayan descubriendo precios para distintas fechas futuras. El segundo rol que tiene es poder no solamente mirar los precios, sino operar sobre esos precios a través de corredores. Esto significa poder comprar o vender para esas fechas futuras. El tercer rol que tiene el LME es la entrega física. Cuando una persona compra para una fecha futura, normalmente en el 98% o el 97% de las operaciones antes de su vencimiento se hace la operación contraria y se cierra. Pero, alternativamente, al haber comprado, vos podés poner todo el dinero y te llevas el material del almacén y lo llevas a donde querés. Eso significa entrega física. Inversamente, también podés vender para una fecha futura, en lugar de revertir la operación antes del vencimiento. En la medida de que tengas metal de una marca registrada en el LME, lo podés mandar y te llevas el dinero.
–Hay un renovado interés en la minería en laArgentina, sobre todo de cobre. ¿Cómo se conectan estos mercados de cobertura con el financiamiento para proyectos mineros?
–Vamos a suponer que soy un minero que va a encarar una exploración o explotación de cobre en San Juan. Dependiendo del tamaño del proyecto, necesito cientos o miles de millones de dólares y voy a tener que recurrir al sector financiero. Ahora, ponete en los pies del banquero que me tiene que financiar. ¿Cómo lo voy a garantizar que si el cobre cae dos mil dólares de precio me va a alcanzar la plata para pagarle la deuda? Puede caer el cobre a ocho mil, por supuesto, estamos en un mundo de altísima volatilidad. Entonces es el banquero me va a pedir, asociado al financiamiento que me dará, una política de cobertura. Ahí es donde enganchas todo. El banquero me va a demandar un seguro ante la caída de precios y eso lo voy a asegurar con los hedges a través del LME.
–-El presidente Donald Trump anunció que impondrá un arancel a la importación de cobre en los Estados Unidos de un 50%. ¿Cuál es su lectura sobre ese movimiento?
–Ese arancel es muy probable que se aplique a fin de julio o principio de agosto. Esto es una observación más conceptual y política, pero creo que no lo va a subir al 50%, que va a arrancar con algo menos, porque de lo contrario sería brutalmente inflacionario. Probablemente el arancel caiga sobre todos los tipos de cobre: refinado, cátodos. Solo puede que se salve el cobre reciclado, como pasó con el aluminio. Trump quiere que EE.UU. refine más cobre.
La petrolera reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025 y consolida su posición en el mercado. La petrolera Vista Energy reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025, impulsado por la consolidación de su participación en el bloque La Amarga Chica, uno de los más productivos de Vaca Muerta. Con 118.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), la compañía afianza su posición como segundo productor de shale oil en Argentina, detrás de YPF. La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), […]
La obra mejorará la conectividad en una zona clave del desarrollo hidrocarburífero. La apertura de sobres será el 5 de agosto en Zapala, y el presupuesto supera los 11 millones de pesos. El gobierno de la provincia de Neuquén lanzó la licitación pública para la repavimentación de un tramo clave de la Ruta Provincial 6, entre Rincón de los Sauces y Crucero Catriel, en su empalme con la Ruta Provincial 8. La iniciativa tiene como objetivo mejorar la conectividad vial en una de las regiones con mayor proyección de crecimiento por su vínculo con el desarrollo de Vaca Muerta. De […]
La empresa PCR Energy habilito sus oficinas en Malargüe, generando gran expectativa. Los acompaño el gobernador Alfredo Cornejo. Qué le contó la empresa a Memo el año pasado. El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, participó ayer en la inauguración oficial de las nuevas oficinas de la empresa PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia) en Malargüe, en un acto que también contó con la presencia de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y del CEO de la compañía, Martín Federico Brandi. Además estuvieron presentes en la inauguración el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas […]
Los analistas especulan que el mandatario estadounidense podría anunciar nuevas sanciones contra Moscú, que incluirían aranceles a los compradores de hidrocarburos rusos. Los precios internacionales del petróleo aumentaron en medio de las especulaciones sobre nuevas sanciones contra Moscú, luego de que el presidente estadounidense Donald Trump anunciara que haría una «gran declaración» sobre Rusia. Así, el precio de referencia del Brent cerró el viernes en 70,36 dólares por barril, lo que representa un aumento del 2,51 %, mientras que el West Texas Intermediate subió un 3,27 %, hasta los 68,75 dólares por barril. Expertos consultados por Bloomberg especulan que el […]
Se concreto una alianza, inédita para el país, entre la empresa argentina The Carbon Sink y The Well Done Foundation con el objetivo de compensar la huella de carbono, mediante la reducción del metano generado por pozos de petróleo. The Carbon Sink, consultora especializada en la gestión corporativa de carbono, anunció una alianza estratégica con la organización estadounidense The Well-Done Foundation, con el objetivo de ofrecer a clientes latinoamericanos la posibilidad de compensar su huella de carbono con créditos certificados generados a partir del sellado de pozos de petróleo y gas abandonados. Cuando un pozo de petróleo deja de ser […]
GeoPark Limited confirmó que baraja opciones para operar en la formación neuquina, pese al revés sufrido con Phoenix Resources. Su CEO ya se reunió con autoridades provinciales y aseguró que trabajan en nuevas oportunidades para desembarcar en Argentina. Pese a que su ingreso a Vaca Muerta se frustró en mayo por la salida de Phoenix Global Resources de un acuerdo de farm-out, la petrolera colombiana GeoPark Limited no se baja de la carrera. Esta semana, su CEO Felipe Bayón reafirmó ante inversores la decisión estratégica de ingresar a la Cuenca Neuquina, afirmando que la empresa “está poniendo el foco, la […]
Río Negro ya forma parte del nuevo mapa energético del Atlántico Sur. Con la llegada del OSV Fugro Resilience, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entra en una fase decisiva: la evaluación técnica del lecho marino para montar la futura terminal de exportación. El buque zarpó desde Surinam, hizo escala técnica en Montevideo y amarró en San Antonio Este el 11 de julio. Hoy trabaja a 32 millas de Punta Colorada, frente a la costa atlántica, donde toma muestras geotécnicas para determinar el anclaje de las monoboyas. El Fugro Resilience no es cualquier nave. Tiene 83,4 metros de eslora, […]
El 6 de septiembre comenzará a arribar al Puerto de San Antonio Este un cargamento de 7.800 toneladas de acero para construir los tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. El gobernador de Río Negro destacó el impacto en el empleo local y la importancia estratégica de la obra para la provincia. Río Negro será protagonista de una operación logística histórica con la llegada, a partir del 6 de septiembre, de un cargamento de 7.800 toneladas de acero al Puerto de San Antonio Este, destinado a la construcción de los tanques de almacenamiento del proyecto energético Vaca Muerta Oil Sur […]
La municipalidad de Añelo (Neuquén) tomó el control de un tramo de la Ruta Provincial 7 y planea la construcción de colectoras para ordenar el tránsito. En tanto, la intendenta de Catriel (Río Negro), dijo que es la quinta vez que reparan la Ruta 151 con fondos municipales. El intendente de Añelo, Fernando Banderet, confirmó que el municipio se hará cargo del tramo urbano de la Ruta Provincial 7, conforme la decisión del Gobierno de Neuquén de cederle la concesión por 15 años. Mientras que la intendenta de Catriel (Río Negro), Daniela Salzotto, dijo que es la quinta vez que […]
El Instituto terciario tuvo tres egresados de Tecnicatura Superior en Hidrocarburos. Se suman así a los profesionales egresados de la institución. Previo al receso invernal, son varias las instituciones universitarias y terciarias que atraviesan el periodo de exámenes finales. Uno de ellos es el Instituto Superior de Enseñanza Técnica (InSET), presente con varias sedes en Santa Cruz desde 2010. Este viernes, desde la institución celebraron a sus primeros graduados en Hidrocarburos. El INSET Río Gallegos celebró a sus primeros recibidos en Hidrocarburos “InSET se enorgullece en anunciar que los alumnos Cader Mellado Sofía Constanza; Groothuis Diana Gisel y Cader Mellado […]
